BỘ CÔNG
THƯƠNG
--------
|
CỘNG HÒA
XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
----------------
|
Số:
30/2014/TT-BCT
|
Hà Nội,
ngày 02 tháng 10 năm 2014
|
THÔNG
TƯ
QUY
ĐỊNH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG PHÁT ĐIỆN CẠNH TRANH
Căn cứ Nghị định số
95/2012/NĐ-CP ngày 12 tháng 11 năm 2012 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm
vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công Thương;
Căn cứ Luật Điện lực
ngày 03 tháng 12 năm 2004; Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực
ngày 20 tháng 11 năm 2012;
Căn cứ Quyết
định số 63/2013/QĐ-TTg ngày 08 tháng 11 năm 2013 của Thủ tướng Chính phủ quy
định về lộ trình, các điều kiện và cơ cấu ngành điện để hình thành và phát
triển các cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam;
Theo đề nghị của Cục
trưởng Cục Điều tiết điện lực;
Bộ trưởng Bộ Công
Thương ban hành Thông tư quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh.
Chương I
QUY
ĐỊNH CHUNG
Điều 1. Phạm
vi điều chỉnh
Thông tư này quy định về vận hành thị
trường phát điện cạnh tranh (sau đây viết tắt là thị trường điện) và trách nhiệm
của các đơn vị tham gia thị trường điện.
Điều 2. Đối
tượng áp dụng
Thông tư này áp dụng đối với các đơn
vị tham gia thị trường điện sau đây:
1. Đơn vị mua buôn duy nhất.
2. Đơn vị phát điện.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện.
4. Đơn vị truyền tải điện.
5. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện
năng.
6. Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
Điều 3. Giải
thích từ ngữ
Trong Thông tư này, các
thuật ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. Bản chào giá là bản chào bán
điện năng lên thị trường điện của mỗi tổ máy, được đơn vị chào giá nộp cho Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo mẫu bản chào giá quy định tại
Thông tư này.
2. Bản chào giá lập lịch là bản
chào giá được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện chấp nhận để lập
lịch huy động ngày tới, giờ tới.
3. Bảng kê thanh toán là bảng
tính toán các khoản thanh toán cho nhà máy điện trực tiếp tham gia thị trường
điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập cho mỗi ngày
giao dịch và cho mỗi chu kỳ thanh toán.
4. Can thiệp vào thị trường điện
là hành động thay đổi chế độ vận hành bình thường của thị trường điện mà Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải áp dụng để xử lý các tình huống
quy định tại Khoản 1 Điều 59 Thông
tư này.
5. Chu kỳ giao dịch là khoảng
thời gian 01 giờ tính từ phút đầu tiên của mỗi giờ.
6. Chu kỳ thanh toán là chu kỳ
lập chứng từ, hóa đơn cho các khoản giao dịch trên thị trường điện trong khoảng
thời gian 01 tháng, tính từ ngày mùng một hàng tháng.
7. Công suất công bố là mức
công suất sẵn sàng lớn nhất của tổ máy phát điện được các đơn vị chào giá hoặc
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và đơn vị phát điện ký hợp
đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ công bố theo lịch vận hành thị trường điện.
8. Công suất điều độ là mức
công suất của tổ máy phát điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện huy động thực tế trong chu kỳ giao dịch.
9. Công suất huy động giờ tới
là mức công suất của tổ máy phát điện dự kiến được huy động cho giờ đầu tiên
trong lịch huy động giờ tới.
10. Công suất huy động ngày tới
là mức công suất của tổ máy phát điện dự kiến được huy động cho các chu kỳ giao
dịch trong lịch huy động ngày tới theo kết quả lập lịch có ràng buộc.
11. Công suất phát tăng thêm là
phần công suất chênh lệch giữa công suất điều độ và công suất được sắp xếp
trong lịch tính giá thị trường của tổ máy phát điện.
12. Công suất thanh toán là mức
công suất của tổ máy nằm trong lịch công suất hàng giờ và được thanh toán giá
công suất thị trường.
13. Dịch vụ phụ trợ là các dịch
vụ điều chỉnh tần số, dự phòng quay, dự phòng khởi động nhanh, dự phòng nguội,
vận hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện, điều chỉnh điện áp và
khởi động đen.
14. Điện năng phát tăng thêm là
lượng điện năng phát của tổ máy phát điện do được huy động tương ứng với công
suất phát tăng thêm.
15. Đơn vị chào giá là các đơn
vị trực tiếp nộp bản chào giá trong thị trường điện, bao gồm các đơn vị phát
điện hoặc các nhà máy điện được đăng ký chào giá trực tiếp và đơn vị đại diện
chào giá cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang.
16. Đơn vị mua buôn duy nhất là
đơn vị mua điện duy nhất trong thị trường điện, có chức năng mua toàn bộ điện
năng qua thị trường điện và qua hợp đồng mua bán điện.
17. Đơn vị phát điện là đơn vị sở
hữu một hoặc nhiều nhà máy điện tham gia thị trường điện và ký hợp đồng mua bán
điện cho các nhà máy điện này với Đơn vị mua buôn duy nhất.
18. Đơn vị phát điện gián tiếp giao
dịch là đơn vị phát điện có nhà máy điện không được chào giá trực tiếp trên
thị trường điện.
19. Đơn vị phát điện trực tiếp giao
dịch là đơn vị phát điện có nhà máy điện được chào giá trực tiếp trên thị
trường điện.
20. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm
điện năng là đơn vị cung cấp, lắp đặt, quản lý vận hành hệ thống thu thập,
xử lý, lưu trữ số liệu đo đếm điện năng và mạng đường truyền thông tin phục vụ
thị trường điện.
21. Đơn vị truyền tải điện là
đơn vị điện lực được cấp phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực truyền tải
điện, chịu trách nhiệm quản lý, vận hành lưới điện truyền tải quốc gia.
22. Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện là đơn vị chỉ huy điều khiển quá trình phát điện, truyền
tải điện, phân phối điện trong hệ thống điện quốc gia, điều hành giao dịch thị
trường điện.
23. Giá công suất thị trường là
mức giá cho một đơn vị công suất tác dụng xác định cho mỗi chu kỳ giao dịch, áp
dụng để tính toán khoản thanh toán công suất cho các đơn vị phát điện trong thị
trường điện.
24. Giá sàn bản chào là mức giá
thấp nhất mà đơn vị chào giá được phép chào cho một tổ máy phát điện trong bản
chào giá ngày tới.
25. Giá điện năng thị trường là
mức giá cho một đơn vị điện năng xác định cho mỗi chu kỳ giao dịch, áp dụng để
tính toán khoản thanh toán điện năng cho các đơn vị phát điện trong thị trường
điện.
26. Giá thị trường điện toàn phần
là tổng giá điện năng thị trường và giá công suất thị trường của mỗi chu kỳ
giao dịch.
27. Giá trần bản chào là mức
giá cao nhất mà đơn vị chào giá được phép chào cho một tổ máy phát điện trong
bản chào giá ngày tới.
28. Giá trần thị trường điện là
mức giá điện năng thị trường cao nhất được xác định cho từng năm.
29. Giá trị nước là mức giá
biên kỳ vọng tính toán cho lượng nước tích trong các hồ thủy điện khi được sử
dụng để phát điện thay thế cho các nguồn nhiệt điện trong tương lai, tính quy
đổi cho một đơn vị điện năng.
30. Hệ số suy giảm hiệu suất là
chỉ số suy giảm hiệu suất của tổ máy phát điện theo thời gian vận hành.
31. Hệ số tải trung bình năm hoặc
tháng là tỷ lệ giữa tổng sản lượng điện năng phát trong 01 năm hoặc 01
tháng và tích của tổng công suất đặt với tổng số giờ tính toán hệ số tải năm
hoặc tháng.
32. Hệ thống thông tin thị trường
điện là hệ thống các trang thiết bị và cơ sở dữ liệu phục vụ quản lý, trao
đổi thông tin thị trường điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện quản lý.
33. Hợp đồng mua bán điện là
văn bản thỏa thuận mua bán điện giữa Đơn vị mua buôn duy nhất và các đơn vị
phát điện hoặc mua bán điện với nước ngoài.
34. Hợp đồng mua bán điện dạng sai
khác là hợp đồng mua bán điện ký kết giữa Đơn vị mua buôn duy nhất với các
đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành.
35. Lập lịch có ràng buộc là
việc sắp xếp thứ tự huy động các tổ máy phát điện theo phương pháp tối thiểu
chi phí mua điện có xét đến các ràng buộc kỹ thuật trong hệ thống điện.
36. Lập lịch không ràng buộc là
việc sắp xếp thứ tự huy động các tổ máy phát điện theo phương pháp tối thiểu
chi phí mua điện không xét đến các ràng buộc trong hệ thống điện.
37. Lịch công suất là lịch do
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập sau vận hành để xác định
lượng công suất thanh toán trong từng chu kỳ giao dịch.
38. Lịch huy động giờ tới là
lịch huy động dự kiến của các tổ máy để phát điện và cung cấp dịch vụ phụ trợ
cho chu kỳ giao dịch tới và ba chu kỳ giao dịch liền kề sau đó do Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện lập.
39. Lịch huy động ngày tới là
lịch huy động dự kiến của các tổ máy để phát điện và cung cấp dịch vụ phụ trợ
cho các chu kỳ giao dịch của ngày giao dịch tới do Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện lập.
40. Lịch tính giá điện năng thị
trường là lịch do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập sau
ngày giao dịch hiện tại để xác định giá điện năng thị trường cho từng chu kỳ
giao dịch.
41. Mô hình mô phỏng thị trường
điện là hệ thống các phần mềm mô phỏng huy động các tổ máy phát điện và
tính giá điện năng thị trường được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện sử dụng trong lập kế hoạch vận hành năm, tháng và tuần.
42. Mô hình tính toán giá trị nước
là hệ thống các phần mềm tối ưu thủy nhiệt điện để tính toán giá trị nước được
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng trong lập kế hoạch vận
hành năm, tháng và tuần.
43. Mức nước giới hạn là mức
nước thượng lưu thấp nhất của hồ chứa thủy điện cuối mỗi tháng trong năm hoặc
cuối mỗi tuần trong tháng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
tính toán và công bố theo Quy trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung
hạn và ngắn hạn do Cục Điều tiết điện lực ban hành hướng dẫn thực hiện Quy định
hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.
44. Mức nước tối ưu là mức nước
thượng lưu của hồ chứa thủy điện vào thời điểm cuối mỗi tháng hoặc cuối mỗi
tuần, đảm bảo việc sử dụng nước cho mục đích phát điện đạt hiệu quả cao nhất và
đáp ứng các yêu cầu ràng buộc, do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện tính toán và công bố.
45. Năm N là năm hiện tại vận
hành thị trường điện, được tính theo năm dương lịch.
46. Ngày D là ngày giao dịch
hiện tại.
47. Ngày giao dịch là ngày diễn
ra các hoạt động giao dịch thị trường điện, tính từ 00h00 đến 24h00 hàng ngày.
48. Nhà máy điện BOT là nhà máy
điện được đầu tư theo hình thức Xây dựng - Kinh doanh - Chuyển giao thông qua
hợp đồng giữa nhà đầu tư và cơ quan nhà nước có thẩm quyền.
49. Nhà máy điện mới tốt nhất
là nhà máy nhiệt điện mới đưa vào vận hành có giá phát điện bình quân tính toán
cho năm tới thấp nhất và giá hợp đồng mua bán điện được thỏa thuận căn cứ theo
khung giá phát điện cho nhà máy điện chuẩn do Bộ Công Thương ban hành. Nhà máy
điện mới tốt nhất được lựa chọn hàng năm để sử dụng trong tính toán giá công
suất thị trường.
50. Nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu là các nhà máy thủy điện lớn có vai trò quan trọng về
kinh tế - xã hội, quốc phòng, an ninh do nhà nước độc quyền xây dựng và vận
hành.
51. Nhóm nhà máy thủy điện bậc
thang là tập hợp các nhà máy thủy điện, trong đó lượng nước xả từ hồ chứa
của nhà máy thủy điện bậc thang trên chiếm toàn bộ hoặc phần lớn lượng nước về
hồ chứa nhà máy thủy điện bậc thang dưới và giữa hai nhà máy điện này không có
hồ chứa điều tiết nước lớn hơn 01 tuần.
52. Phần mềm lập lịch huy động
là hệ thống phần mềm được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử
dụng để lập lịch huy động ngày tới và giờ tới cho các tổ máy phát điện trong
thị trường điện.
53. Phụ tải hệ thống là tổng
sản lượng điện năng của toàn hệ thống điện tính quy đổi về đầu cực các tổ máy
phát điện và sản lượng điện năng nhập khẩu trong một chu kỳ giao dịch trừ đi
sản lượng của các nhà máy phát điện có tổng công suất đặt nhỏ hơn hoặc bằng 30 MW
không tham gia thị trường điện và sản lượng của các nhà máy thủy điện bậc thang
trên cùng một dòng sông thuộc một đơn vị phát điện có tổng công suất đặt nhỏ
hơn hoặc bằng 60 MW (đáp ứng tiêu chuẩn áp dụng biểu giá chi phí tránh được).
54. Sản lượng đo đếm là lượng
điện năng đo đếm được của nhà máy điện tại vị trí đo đếm.
55. Sản lượng hợp đồng giờ là
sản lượng điện năng được phân bổ cho từng chu kỳ giao dịch và được thanh toán
theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác.
56. Sản lượng hợp đồng năm là
sản lượng điện năng cam kết hàng năm trong hợp đồng mua bán điện dạng sai khác.
57. Sản lượng hợp đồng tháng là
sản lượng điện năng được phân bổ từ sản lượng hợp đồng năm cho từng tháng.
58. Sản lượng kế hoạch năm là
sản lượng điện năng của nhà máy điện dự kiến được huy động trong năm tới.
59. Sản lượng kế hoạch tháng là
sản lượng điện năng của nhà máy điện dự kiến được huy động các tháng trong năm.
60. Suất hao nhiệt là lượng
nhiệt năng tiêu hao của tổ máy hoặc nhà máy điện để sản xuất ra một đơn vị điện
năng.
61. Thanh toán phát ràng
buộc là khoản thanh toán mà Đơn vị phát điện được nhận cho lượng điện năng
phát tăng thêm.
62. Thành viên tham gia thị trường
điện là các đơn vị tham gia vào các hoạt động giao dịch hoặc cung cấp dịch
vụ trên thị trường điện, quy định tại Điều 2 Thông tư này.
63. Tháng M là tháng hiện tại
vận hành thị trường điện, được tính theo tháng dương lịch.
64. Thiếu công suất là tình
huống khi tổng công suất công bố của tất cả các Đơn vị phát điện nhỏ hơn nhu
cầu phụ tải hệ thống dự báo trong một chu kỳ giao dịch.
65. Thông tin bảo mật là các
thông tin mật theo quy định của pháp luật hoặc theo thỏa thuận giữa các bên.
66. Thông tin thị trường là
toàn bộ dữ liệu và thông tin liên quan đến các hoạt động của thị trường điện.
67. Thời điểm chấm dứt chào giá
là thời điểm mà sau đó các đơn vị phát điện không được phép thay đổi bản chào
giá ngày tới, trừ các trường hợp đặc biệt được quy định trong Thông tư này. Trong
thị trường điện, thời điểm chấm dứt chào giá là 11h30 của ngày D-1.
68. Thứ tự huy động là kết quả
sắp xếp các dải công suất trong bản chào theo nguyên tắc về giá từ thấp đến cao
có xét đến các ràng buộc của hệ thống điện.
69. Thừa công suất là tình
huống khi tổng lượng công suất được chào ở mức giá sàn của các đơn vị phát điện
trực tiếp giao dịch và công suất dự kiến huy động của các nhà máy điện thuộc
các đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch do Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện công bố trong chu kỳ giao dịch lớn hơn phụ tải hệ thống dự báo.
70. Tổng số giờ tính toán hệ số tải
năm là tổng số giờ của cả năm N đối với các tổ máy đã vào vận hành thương
mại từ năm N-1 trở về trước hoặc là tổng số giờ tính từ thời điểm vận hành
thương mại của tổ máy đến hết năm đối với các tổ máy đưa vào vận hành thương
mại trong năm N, trừ đi thời gian sửa chữa của tổ máy theo kế hoạch đã được phê
duyệt trong năm N.
71. Tổng số giờ tính toán hệ số tải
tháng là tổng số giờ của cả tháng M đối với các tổ máy đã vào vận hành
thương mại từ tháng M-1 trở về trước hoặc là tổng số giờ tính từ thời điểm vận
hành thương mại của tổ máy đến hết tháng đối với các tổ máy đưa vào vận hành
trong tháng M, trừ đi thời gian sửa chữa của tổ máy theo kế hoạch đã được phê
duyệt trong tháng M.
72. Tổ máy khởi động chậm là tổ
máy phát điện không có khả năng khởi động và hòa lưới trong thời gian nhỏ hơn
30 phút.
73. Tuần T là tuần hiện tại vận
hành thị trường điện.
74. Vị trí đo đếm là vị trí đặt
hệ thống đo đếm điện năng để xác định sản lượng điện năng giao nhận phục vụ
thanh toán thị trường điện giữa Đơn vị phát điện và đơn vị mua buôn điện duy
nhất theo quy định tại Thông tư số 27/2009/TT-BCT ngày 27 tháng 9 năm 2009 quy
định đo đếm điện năng trong thị trường phát điện cạnh tranh và theo hợp đồng
mua bán điện giữa Đơn vị phát điện và Đơn vị mua buôn duy nhất.
Chương II
ĐĂNG
KÝ THAM GIA THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều 4. Trách
nhiệm tham gia thị trường điện
1. Nhà máy điện có giấy phép hoạt động
điện lực trong lĩnh vực phát điện, có công suất đặt lớn hơn 30 MW đấu nối vào
hệ thống điện quốc gia, trừ các nhà máy điện quy định tại Khoản 3 Điều này, có
trách nhiệm tham gia thị trường điện chậm nhất là 06 tháng đối với nhà máy thủy
điện và 12 tháng đối với nhà máy nhiệt điện kể từ ngày vận hành thương mại của nhà
máy điện.
2. Nhà máy điện có công suất đặt đến 30
MW, đấu nối lưới điện cấp điện áp từ 110 kV trở lên, trừ các nhà máy điện quy
định tại Khoản 3 Điều này, được quyền lựa chọn tham gia thị trường điện. Trường
hợp lựa chọn tham gia thị trường điện, nhà máy điện phải đáp ứng các yêu cầu
sau:
a) Chuẩn bị cơ sở hạ tầng theo quy
định tại Khoản 5 Điều này;
b) Hoàn thiện và nộp hồ sơ đăng ký
tham gia thị trường điện theo quy định tại Khoản 2 và Khoản 3 Điều 5 và Khoản 1
Điều 6 Thông tư này;
c) Tuân thủ các yêu cầu đối với đơn vị
phát điện tham gia thị trường điện theo quy định tại Thông tư này và các văn
bản quy phạm pháp luật có liên quan.
3. Các nhà
máy điện không tham gia thị trường điện bao gồm:
a) Nhà máy điện BOT;
b) Nhà máy điện sử dụng năng lượng tái
tạo không phải thủy điện;
c) Nhà máy điện thuộc khu công nghiệp
chỉ bán một phần sản lượng lên hệ thống điện quốc gia và không xác định được kế
hoạch bán điện dài hạn.
4. Trước ngày 01 tháng 11 năm N-1, Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và báo cáo Cục Điều
tiết điện lực danh sách các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch, các đơn vị
phát điện gián tiếp giao dịch và các đơn vị phát điện không tham gia thị trường
điện theo quy định tại Khoản 3 Điều này trong năm N để công bố cho các thành
viên tham gia thị trường điện.
5. Các nhà máy điện tham gia thị
trường điện có trách nhiệm đầu tư, hoàn thiện hệ thống trang thiết bị để đấu
nối vào hệ thống thông tin thị trường điện, hệ thống SCADA/EMS và hệ thống đo
đếm điện năng đáp ứng yêu cầu vận hành của thị trường điện.
6. Trường hợp nhà máy điện đáp ứng đủ điều
kiện nhưng chưa tham gia thị trường điện theo quy định tại Khoản 1 Điều này:
a) Trước ngày 25 hàng tháng, nhà máy
điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực đồng thời gửi cho Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện, Đơn vị mua buôn duy nhất tiến độ đầu tư,
hoàn thành các hạng mục đáp ứng yêu cầu vận hành của thị trường điện;
b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm tiếp tục lập lịch và công bố biểu đồ huy động
công suất cho nhà máy điện;
c) Nhà máy điện được tạm thanh toán
toàn bộ sản lượng thực tế đã phát trong chu kỳ thanh toán với giá bằng 90% giá
hợp đồng mua bán điện đã ký kết giữa hai bên. Số tiền điện chênh lệch (10% còn
lại) được quyết toán trong chu kỳ thanh toán của tháng đầu tiên khi nhà máy
trực tiếp tham gia chào giá trên thị trường điện.
Điều 5. Hồ
sơ đăng ký tham gia thị trường điện
1. Trước 02 (hai) tháng kể từ thời điểm
chậm nhất phải tham gia thị trường điện theo quy định tại Khoản 1 Điều 4 Thông
tư này, Đơn vị phát điện có trách nhiệm hoàn thiện hồ sơ đăng ký tham gia thị
trường điện đối với từng nhà máy điện.
2. Hồ sơ đăng ký tham gia thị trường
điện bao gồm:
a) Bản đăng ký tham gia thị trường
điện, trong đó ghi rõ tên, địa chỉ của Đơn vị phát điện, nhà máy điện;
b) Bản sao Giấy phép hoạt động điện
lực trong lĩnh vực phát điện;
c) Tài liệu nghiệm thu đưa vào vận
hành các hệ thống theo quy định tại Khoản 5 Điều 4 Thông tư này;
d) Các thông tin cần thiết khác theo
quy định tại Quy trình đăng ký tham gia thị trường điện do Cục Điều tiết điện
lực ban hành.
3. Số
lượng hồ sơ: 02 (hai) bộ.
Điều 6. Phê
duyệt hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện
1. Đơn vị
phát điện có trách nhiệm nộp hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện đối với
từng nhà máy điện về Cục Điều tiết điện lực trực tiếp hoặc qua đường bưu điện.
2. Cục Điều
tiết điện lực tiếp nhận hồ sơ, kiểm tra tính đầy đủ và hướng dẫn bổ sung hoàn
thiện hồ sơ (trong trường hợp hồ sơ nộp trực tiếp) hoặc trong thời hạn 02 ngày
làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ (trong trường hợp tiếp nhận hồ sơ qua đường
bưu điện).
3. Trong
thời hạn 02 ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ đầy đủ, Cục Điều tiết điện
lực gửi 01 bộ hồ sơ cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
4. Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể
từ ngày nhận được hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm trả lời Cục Điều tiết điện lực bằng
văn bản về việc xác nhận khả năng và thời điểm tham gia thị trường điện của nhà
máy điện.
5. Trong
thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày nhận được văn bản từ Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm tổ chức
đánh giá hồ sơ:
a) Trường hợp hồ sơ hợp lệ, Cục Điều
tiết điện lực ban hành quyết định phê duyệt tham gia thị trường điện, gửi trực
tiếp hoặc qua đường bưu điện tới Đơn vị phát điện và thông báo cho Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện;
b) Trường
hợp hồ sơ không hợp lệ:
- Cục Điều tiết điện lực gửi Đơn vị
phát điện văn bản nêu rõ lý do hồ sơ không hợp lệ và yêu cầu Đơn vị phát điện
giải trình, hoàn thiện hồ sơ;
- Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể
từ khi Đơn vị phát điện nhận được văn bản yêu cầu, Đơn vị phát điện gửi Cục Điều
tiết điện lực văn bản giải trình và hồ sơ hoàn thiện;
- Trong thời hạn 03 ngày làm việc kể
từ khi nhận được văn bản giải trình và hồ sơ hoàn thiện của Đơn vị phát điện, Cục
Điều tiết điện lực có trách nhiệm tổ chức đánh giá hồ sơ theo quy định tại Khoản
này.
Điều 7. Thông
tin thành viên tham gia thị trường điện
1. Đơn vị truyền tải điện, Đơn vị mua
buôn duy nhất và Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng có trách nhiệm đăng ký
các thông tin chung về đơn vị cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm lưu trữ thông tin đăng ký, cập nhật các thay đổi
về thông tin đăng ký của các thành viên tham gia thị trường điện.
3. Thành viên tham gia thị trường điện
có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
khi có sự thay đổi các thông tin đã đăng ký.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm công bố thông tin đăng ký của các thành viên
tham gia thị trường điện và các thông tin đăng ký đã thay đổi.
Điều 8. Đình
chỉ và khôi phục quyền tham gia thị trường điện của nhà máy điện
1. Nhà máy điện bị đình chỉ quyền tham
gia thị trường điện trong các trường hợp sau:
a) Không thực hiện đầy đủ các quy định
tại Khoản 5 Điều 4 Thông tư này;
b) Có một trong các hành vi vi phạm
sau đây:
- Không cung cấp thông tin hoặc cung
cấp thông tin không chính xác cho việc lập kế hoạch vận hành thị trường điện và
lịch huy động các tổ máy trong hệ thống điện;
- Không cung cấp thông tin hoặc cung
cấp thông tin không chính xác cho việc giải quyết tranh chấp và xử lý vi phạm
trên thị trường phát điện cạnh tranh theo quy định của pháp luật;
- Thỏa thuận trực tiếp hoặc gián tiếp
với các đơn vị khác trong việc hạn chế hoặc kiểm soát công suất chào bán trên
thị trường nhằm tăng giá điện năng thị trường giao ngay và làm ảnh hưởng đến an
ninh cung cấp điện;
- Thỏa thuận với các Đơn vị phát điện
khác trong việc chào giá để được lập lịch huy động;
- Thoả thuận với Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện trong việc chào giá để được lập lịch huy động
không đúng quy định;
- Các hành vi vi phạm khác gây hậu quả
nghiêm trọng về đảm bảo an ninh cung cấp điện hoặc về tài chính cho các đơn vị
khác trong thị trường điện.
2. Cục Điều tiết điện lực có quyền
đình chỉ quyền tham gia thị trường điện của nhà máy điện có hành vi vi phạm quy
định tại Khoản 1 Điều này. Trình tự và thủ tục đình chỉ quyền tham gia thị
trường của nhà máy điện được quy định tại Điều 113 Thông tư này.
3. Trong thời gian nhà máy điện bị
đình chỉ quyền tham gia thị trường điện:
a) Đơn vị phát điện hoặc nhà máy điện
không được chào giá trực tiếp trên thị trường điện nhưng phải tuân thủ các quy
định khác của Thông tư này;
b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm lập lịch và công bố biểu đồ huy động công suất
cho nhà máy điện bị đình chỉ quyền tham gia thị trường điện. Nhà máy được tạm
thanh toán toàn bộ sản lượng thực tế đã phát trong chu kỳ thanh toán với giá
bằng 90% giá hợp đồng mua bán điện đã ký kết giữa hai bên. Số tiền điện chênh
lệch (10% còn lại) được quyết toán trong chu kỳ thanh toán của tháng đầu tiên
khi nhà máy được khôi phục lại quyền tham gia thị trường điện.
4. Nhà máy điện bị đình chỉ được khôi
phục quyền tham gia thị trường điện khi đáp ứng các điều kiện sau:
a) Khi hết thời hạn đình chỉ quyền
tham gia thị trường điện;
b) Đã hoàn thành các nghĩa vụ quy định
trong quyết định đình chỉ quyền tham gia thị trường điện.
5. Khi đã đáp ứng đủ các điều kiện quy
định tại Khoản 4 Điều này, nhà máy điện có trách nhiệm gửi văn bản đề nghị khôi
phục quyền tham gia thị trường điện kèm theo các tài liệu chứng minh tới Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm kiểm tra và báo cáo Cục Điều tiết điện lực cho phép
nhà máy điện được tham gia thị trường điện.
6. Trong trường hợp thời hạn đình chỉ
quyền tham gia thị trường điện kết thúc nhưng nhà máy điện chưa đáp ứng đủ điều
kiện quy định tại Điểm b Khoản 4 Điều này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực để xem xét xử lý.
Điều 9. Chấm
dứt tham gia thị trường điện
1. Nhà máy điện chấm dứt tham gia thị
trường điện trong các trường hợp sau:
a) Theo đề nghị của Đơn vị phát điện
sở hữu nhà máy điện trong các trường hợp sau:
- Nhà máy điện của Đơn vị phát điện
ngừng vận hành hoàn toàn;
- Nhà máy điện của Đơn vị phát điện
không duy trì và không có khả năng khôi phục lại công suất đặt lớn hơn 30 MW
trong thời hạn 01 năm.
b) Giấy phép hoạt động điện lực trong
lĩnh vực phát điện của nhà máy điện bị thu hồi hoặc hết hiệu lực.
2. Trong trường hợp quy định tại Điểm a
Khoản 1 Điều này, Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện có trách nhiệm nộp hồ sơ
đề nghị chấm dứt tham gia thị trường điện cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện thẩm định, trình Cục Điều tiết điện lực xem xét trong thời hạn
ít nhất 30 ngày trước thời điểm muốn chấm dứt tham gia thị trường điện.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm cập nhật hồ sơ lưu trữ thông tin đăng ký và công
bố thông tin về việc chấm dứt tham gia thị trường điện của nhà máy điện.
4. Trong trường hợp nhà máy điện có
hành vi vi phạm trước thời điểm chấm dứt tham gia thị trường điện, Đơn vị phát
điện sở hữu nhà máy điện đó có trách nhiệm tiếp tục thực hiện các quy định về xác
minh và xử lý vi phạm theo quy định tại Thông tư này.
Chương III
CÁC
NGUYÊN TẮC VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều 10. Giới
hạn giá chào
1. Giá chào của các tổ máy phát điện
trên thị trường điện được giới hạn từ giá sàn bản chào đến giá trần bản chào.
2. Mức giá trần bản chào của tổ máy
nhiệt điện được xác định hàng năm, điều chỉnh hàng tháng và được tính toán căn
cứ trên các yếu tố sau:
a) Suất hao nhiệt của tổ máy phát
điện;
b) Hệ số suy giảm hiệu suất theo thời
gian vận hành của tổ máy phát điện;
c) Giá nhiên liệu;
d) Hệ số chi phí phụ;
đ) Giá biến đổi theo hợp đồng mua bán
điện.
3. Giá sàn của tổ máy nhiệt điện là 01
đồng/kWh.
4. Giới hạn giá chào của các tổ máy thủy
điện được quy định tại Điều 40 Thông tư này.
Điều 11. Giá
trị nước
1. Giá trị
nước được sử dụng cho việc lập kế hoạch vận hành năm tới, tháng tới, tuần tới
và là dữ liệu đầu vào để xác định giới hạn giá chào của tổ máy thủy điện trong
thị trường điện.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm tính toán và công bố giá trị nước theo lịch vận
hành thị trường điện được quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.
Điều 12. Giá
thị trường toàn phần
Giá thị trường toàn phần cho chu kỳ
giao dịch được tính bằng tổng của 02 (hai) thành phần sau:
1. Giá điện năng thị trường.
2. Giá công suất thị trường.
Điều 13. Giá
điện năng thị trường
1. Giá điện năng thị trường do Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán sau thời điểm vận hành dựa
trên phương pháp lập lịch không ràng buộc.
2. Giá điện năng thị trường không vượt
quá mức giá trần thị trường do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
tính toán và Cục Điều tiết điện lực phê duyệt hàng năm.
3. Việc xác định giá điện năng thị
trường được quy định tại Điều 67 và Điều
69 Thông tư này.
Điều 14. Giá
công suất thị trường
1. Giá công suất thị trường cho từng
chu kỳ giao dịch được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính
toán trong quá trình lập kế hoạch vận hành năm tới và không thay đổi trong năm
áp dụng.
2. Giá công suất thị trường được tính
toán trên nguyên tắc đảm bảo cho Nhà máy điện mới tốt nhất thu hồi đủ chi phí
biến đổi và cố định.
3. Việc xác định giá công suất thị
trường được quy định tại Điều 25 và Điều
26 Thông tư này.
Điều 15. Hợp
đồng mua bán điện dạng sai khác
1. Đơn vị phát điện trực tiếp giao
dịch và Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm ký hợp đồng mua bán điện dạng
sai khác theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành.
2. Sản lượng hợp đồng năm được Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán căn cứ sản lượng kế hoạch
năm và tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng quy định tại Khoản 5 Điều
này. Sản lượng kế hoạch năm được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện tính toán trong quá trình lập kế hoạch vận hành năm tới theo Khoản 2 Điều 27 Thông tư
này.
3. Sản lượng hợp đồng tháng được Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định trong quá trình lập kế
hoạch vận hành năm tới căn cứ việc phân bổ sản lượng hợp đồng năm vào các tháng
theo Điều 28 Thông tư
này.
4. Sản lượng hợp đồng giờ được Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định trong quá trình lập kế hoạch
vận hành tháng tới căn cứ trên việc phân bổ sản lượng hợp đồng tháng vào các
giờ trong tháng theo Điều 37 Thông tư
này.
5. Cục Điều tiết điện lực có trách
nhiệm xác định và công bố tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp đồng của đơn
vị phát điện hàng năm tùy theo từng loại hình công nghệ theo nguyên tắc sau:
a) Đảm bảo hài hòa các mục tiêu:
- Khuyến khích cạnh tranh hiệu quả
trong thị trường điện;
- Ổn định doanh thu của đơn vị phát
điện;
- Ổn định giá phát điện bình quân, phù
hợp với quy định về xây dựng biểu giá bán lẻ điện.
b) Tỷ lệ
sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng được quy định riêng cho các
loại hình công nghệ thủy điện và nhiệt điện, tỷ lệ này không cao hơn 95% và
không thấp hơn 60%.
Điều 16. Nguyên
tắc thanh toán trong thị trường điện
1. Đơn vị phát điện trực tiếp giao
dịch được thanh toán theo giá thị trường điện và thanh toán theo hợp đồng mua
bán điện dạng sai khác.
2. Khoản thanh toán theo giá thị
trường chỉ áp dụng cho Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch và được tính toán
căn cứ trên các yếu tố sau:
a) Giá điện năng thị trường;
b) Giá công suất thị trường;
c) Sản lượng điện năng và công suất
huy động.
3. Việc thanh toán cho các Đơn vị phát
điện trực tiếp giao dịch được thực hiện theo quy định tại Chương VI Thông tư
này.
4. Các đơn vị phát điện gián tiếp giao
dịch được thanh toán theo các quy định tại hợp đồng mua bán điện.
Chương IV
KẾ
HOẠCH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Mục 1: KẾ
HOẠCH VẬN HÀNH NĂM TỚI
Điều 17. Kế
hoạch vận hành năm tới
1. Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập kế hoạch vận hành
thị trường điện năm tới, bao gồm các nội dung sau:
a) Lựa chọn Nhà máy điện mới tốt nhất;
b) Tính toán giá công suất thị trường;
c) Tính toán giá trị nước và mức nước
tối ưu của các hồ chứa thủy điện;
d) Tính toán giới hạn giá bản chào của
tổ máy nhiệt điện;
đ) Xác định các phương án giá trần thị
trường;
e) Chủ trì, phối hợp với Đơn vị mua
buôn duy nhất tính toán sản lượng kế hoạch, sản lượng hợp đồng năm và phân bổ
sản lượng hợp đồng năm vào các tháng trong năm của các đơn vị phát điện trực
tiếp giao dịch .
2. Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng mô hình mô
phỏng thị trường để tính toán các nội dung quy định tại các Điểm a, b, c, d và
đ Khoản 1 Điều này. Thông số đầu vào sử dụng trong mô phỏng thị trường của các
tổ máy nhiệt điện là chi phí biến đổi của tổ máy được xác định tại Khoản 3 Điều
này, các đặc tính thuỷ văn và đặc tính kỹ thuật của nhà máy thuỷ điện.
3. Chi phí
biến đổi của tổ máy nhiệt điện được xác định như sau:
a) Trường
hợp xác định được giá trị suất hao nhiệt, chi phí biến đổi của tổ máy xác định
như sau:

Trong đó:
VC: Chi
phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện (đồng/kWh);
f: Hệ số chi
phí phụ, được tính bằng tỷ lệ của tổng các chi phí khởi động, chi phí nhiên
liệu - vật liệu phụ và chi phí vận hành bảo dưỡng biến đổi cho phát điện so với
chi phí nhiên liệu chính; PNL: Giá nhiên liệu chính của tổ
máy nhiệt điện (đồng/kCal hoặc đồng/BTU);
HR: Suất hao
nhiệt của tổ máy nhiệt điện (BTU/kWh hoặc kCal/kWh);
- Giá nhiên liệu (PNL)
là mức giá nhiên liệu dự kiến cho năm N do Đơn vị mua buôn duy nhất cung cấp
cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Giá nhiên liệu năm N là giá nhiên liệu
do cơ quan nhà nước có thẩm quyền công bố cho năm N hoặc trong hợp đồng mua bán
nhiên liệu sơ cấp dài hạn. Trong trường hợp có cả hai loại giá trên thì sử dụng
giá nhiên liệu do cơ quan nhà nước có thẩm quyền công bố cho năm N. Trong
trường hợp không có cả hai loại giá trên thì giá nhiên liệu của năm N được tính
bằng trung bình của giá nhiên liệu thực tế đã sử dụng cho thanh toán của 12
tháng gần nhất trước thời điểm lập kế hoạch vận hành năm N;
- Suất hao nhiệt của tổ máy nhiệt điện
(HR) được xác định bằng suất hao nhiệt được thống nhất trong hợp đồng hoặc
trong hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện do Đơn vị mua buôn duy nhất cung cấp
và được hiệu chỉnh theo hệ số suy giảm hiệu suất. Trường hợp suất hao nhiệt
trong hợp đồng là suất hao nhiệt bình quân cả đời dự án thì không cần phải điều
chỉnh theo hệ số suy giảm hiệu suất. Trong trường hợp trong hợp đồng hoặc hồ sơ
đàm phán hợp đồng chỉ có đường đặc tính suất hao tại các mức tải thì suất hao
nhiệt của các tổ máy được xác định tại mức tải tương ứng với sản lượng điện
năng phát bình quân nhiều năm của nhà máy điện được quy định trong hợp đồng mua
bán điện.
Trường hợp tổ máy nhiệt điện không có
số liệu suất hao nhiệt trong hợp đồng hoặc trong hồ sơ đàm phán hợp đồng mua
bán điện, suất hao nhiệt của nhà máy điện đó được xác định bằng suất hao nhiệt
của nhà máy điện chuẩn cùng nhóm theo công nghệ phát điện và công suất đặt. Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán suất tiêu
hao nhiệt của nhà máy điện chuẩn;
- Hệ số suy giảm hiệu suất của tổ máy
nhiệt điện được xác định bằng hệ số suy giảm hiệu suất trong hợp đồng hoặc
trong hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện do Đơn vị mua buôn duy nhất cung
cấp.
Trường hợp nhà máy nhiệt điện không có
số liệu hệ số suy giảm hiệu suất trong hợp đồng hoặc trong hồ sơ đàm phán hợp
đồng mua bán điện, áp dụng hệ số suy giảm hiệu suất của nhà máy điện chuẩn cùng
nhóm với nhà máy điện đó do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
xác định;
- Hệ số chi phí phụ (f) của tổ máy
nhiệt điện được Đơn vị mua buôn duy nhất xác định và cung cấp cho Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện căn cứ trên số liệu trong hợp đồng mua
bán điện hoặc hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện. Trường hợp hệ số chi phí
phụ của tổ máy nhiệt điện không có trong hợp đồng hoặc trong hồ sơ đàm phán hợp
đồng mua bán điện thì hệ số chi phí phụ của tổ máy nhiệt điện đó được xác định
theo Quy định phương pháp xây dựng giá phát điện; trình tự, thủ tục kiểm tra hợp
đồng mua bán điện do Bộ Công Thương ban hành.
b) Trường hợp không có số liệu suất
hao nhiệt trong hợp đồng hoặc trong hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện và
không có nhà máy điện chuẩn cùng nhóm phù hợp, chi phí biến đổi của tổ máy được
xác định bằng giá biến đổi trong hợp đồng có cập nhật các yếu tố ảnh hưởng đến
giá biến đổi của năm N theo phương pháp được thỏa thuận trong hợp đồng.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm trình Tập đoàn điện lực Việt Nam
thẩm định và trình Cục Điều tiết điện lực phê duyệt kế hoạch vận hành năm tới
theo lịch vận hành thị trường điện được quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này. Hồ
sơ trình bao gồm kết quả tính toán, các số liệu đầu vào và thuyết minh tính
toán.
5. Trong trường hợp giá than và giá
khí cho phát điện có sự biến động lớn so với thời điểm phê duyệt kế hoạch vận
hành năm tới, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xem xét, yêu cầu Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện cập nhật số liệu và tính toán lại kế
hoạch vận hành các tháng còn lại trong năm trình Tập đoàn điện lực Việt Nam
thẩm định và trình Cục Điều tiết điện lực phê duyệt.
Điều 18. Phân
loại các nhà máy thuỷ điện
1. Các nhà
máy thuỷ điện trong thị trường điện được phân loại cụ thể như sau:
a) Nhà máy thủy điện chiến lược đa mục
tiêu;
b) Nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang;
c) Nhóm nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều
tiết trên 01 tuần;
d) Nhóm nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều
tiết từ 02 ngày đến 01 tuần;
đ) Nhóm nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều
tiết dưới 02 ngày.
2. Hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm cập nhật danh sách nhóm nhà máy thuỷ
điện quy định tại Khoản 1 Điều này.
3. Căn cứ đề xuất của Tập đoàn Điện
lực Việt Nam, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm lập danh sách các nhà máy
thủy điện chiến lược đa mục tiêu để Bộ Công Thương trình Thủ tướng Chính phủ
phê duyệt.
Điều 19. Dự
báo phụ tải cho lập kế hoạch vận hành năm tới
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm dự báo phụ tải để phục vụ lập kế hoạch vận hành năm
tới theo phương pháp quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công
Thương ban hành. Các số liệu dự báo phụ tải phục vụ lập kế hoạch vận hành năm
tới bao gồm:
1. Tổng nhu cầu phụ tải hệ thống điện
quốc gia và phụ tải từng miền Bắc, Trung, Nam cho cả năm và từng tháng trong
năm.
2. Biểu đồ phụ tải các ngày điển hình
các miền Bắc, Trung, Nam và toàn hệ thống điện quốc gia các tháng trong năm.
3. Công suất cực đại, cực tiểu của phụ
tải hệ thống điện quốc gia trong từng tháng.
Điều 20. Dịch
vụ phụ trợ cho kế hoạch vận hành năm tới
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm xác định nhu cầu các loại dịch vụ phụ trợ cho
năm tới theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương
ban hành.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm lựa chọn nhà máy điện cung cấp dịch vụ phụ trợ.
Nhà máy điện được lựa chọn có trách nhiệm cung cấp dịch vụ phụ trợ và được
thanh toán theo quy định của Bộ Công Thương.
Điều 21. Phân
loại tổ máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh năm tới
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm phân loại các tổ máy chạy nền, chạy lưng và chạy
đỉnh theo quy định tại Quy trình phân loại tổ máy và tính giá trần bản chào của
nhà máy nhiệt điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm sử dụng mô hình mô phỏng thị trường để xác định
hệ số tải trung bình năm của các tổ máy phát điện.
3. Căn cứ hệ số tải trung bình năm từ
kết quả mô phỏng, các tổ máy được phân loại thành 03 (ba) nhóm sau:
a) Nhóm tổ máy chạy nền bao gồm các tổ
máy phát điện có hệ số tải trung bình năm lớn hơn hoặc bằng 60%;
b) Nhóm tổ máy chạy lưng bao gồm các
tổ máy phát điện có hệ số tải trung bình năm lớn hơn 25% và nhỏ hơn 60%;
c) Nhóm tổ máy chạy đỉnh bao gồm các
tổ máy phát điện có hệ số tải trung bình năm nhỏ hơn hoặc bằng 25%.
Điều 22. Xác
định giới hạn giá chào của tổ máy nhiệt điện
1. Trường
hợp xác định được giá trị suất hao nhiệt:
a) Giá trần bản chào giá của tổ máy
nhiệt điện được xác định theo công thức sau:

Trong đó:
: Giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện
(đồng/kWh);
f: Hệ số
chi phí phụ, được tính bằng tỷ lệ của tổng các chi phí khởi động, chi phí nhiên
liệu - vật liệu phụ và chi phí vận hành bảo dưỡng biến đổi cho phát điện so với
chi phí nhiên liệu chính;
KDC: Hệ số điều
chỉnh giá trần theo kết quả phân loại tổ máy nhiệt điện. Đối với tổ máy nhiệt
điện chạy nền KDC = 2%; tổ máy nhiệt điện chạy lưng KDC
= 5%; tổ máy nhiệt điện chạy đỉnh KDC = 20%;
PNL: Giá
nhiên liệu chính của tổ máy nhiệt điện (đồng/kCal hoặc đồng/BTU);
HR: Suất hao
nhiệt tại mức tải bình quân của tổ máy nhiệt điện (BTU/kWh hoặc kCal/kWh);
b) Các thông số về hệ số chi phí phụ
(f), giá nhiên liệu (PNL) và suất hao nhiệt (HR) của tổ máy
nhiệt điện được xác định theo quy định tại Điểm a Khoản 3 Điều
17 Thông tư này.
2. Trường
hợp không có số liệu suất hao nhiệt trong hợp đồng hoặc trong hồ sơ đàm phán
hợp đồng mua bán điện và không có nhà máy điện chuẩn cùng nhóm phù hợp:
a) Giá
trần bản chào giá của tổ máy nhiệt điện được xác định theo công thức sau:

Trong đó:
: Giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện
(đồng/kWh);
KDC: Hệ số điều
chỉnh giá trần theo kết quả phân loại tổ máy nhiệt điện. Đối với tổ máy nhiệt
điện chạy nền KDC = 2%; tổ máy nhiệt điện chạy lưng KDC
= 5%; tổ máy nhiệt điện chạy đỉnh KDC = 20%;
: Giá biến đổi cho năm N theo hợp đồng mua
bán điện dạng sai khác của nhà máy điện (đồng/kWh).
b) Giá biến đổi dùng để tính giá trần
bản chào là giá biến đổi dự kiến cho năm N do Đơn vị mua buôn duy nhất cung cấp
cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
3. Giá sàn của các tổ máy nhiệt điện
được quy định tại Khoản 3 Điều 10 Thông tư
này.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm công bố giới hạn chào giá đã được phê duyệt của
các tổ máy nhiệt điện theo lịch vận hành thị trường điện được quy định tại Phụ
lục 1 Thông tư này.
Điều 23. Xác
định giá trần thị trường
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm tính toán các phương án giá trần thị trường, ít
nhất là 03 (ba) phương án.
2. Giá trần thị trường cho năm N được
xác định theo nguyên tắc:
a) Không thấp hơn chi phí biến đổi của
các tổ máy nhiệt điện chạy nền và chạy lưng trực tiếp chào giá trên thị trường
điện;
b) Không cao hơn 115% giá trần bản
chào cao nhất trong các tổ máy nhiệt điện chạy nền hoặc chạy lưng trực tiếp
chào giá trên thị trường điện.
Điều 24. Lựa
chọn Nhà máy điện mới tốt nhất
1. Nhà máy
điện mới tốt nhất cho năm N là nhà máy điện tham gia thị trường điện đáp ứng đủ
các tiêu chí sau:
a) Bắt đầu vận hành thương mại và phát
điện toàn bộ công suất đặt trong năm N-1;
b) Là nhà máy điện chạy nền, được phân
loại theo tiêu chí tại Khoản 3 Điều 21 Thông tư
này;
c) Sử dụng công nghệ nhiệt điện than
hoặc tua-bin khí chu trình hỗn hợp;
d) Có chi phí phát điện toàn phần
trung bình cho 01 kWh là thấp nhất.
2. Đơn vị mua buôn duy nhất có trách
nhiệm lập danh sách các nhà máy điện đáp ứng các tiêu chí tại Điểm a và Điểm c Khoản
1 Điều này
và cung cấp các số liệu hợp đồng mua bán điện của các nhà máy điện này cho Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để xác định Nhà máy điện mới tốt
nhất. Các số liệu bao gồm:
a) Giá biến đổi cho năm N;
b) Giá cố định cho năm N;
c) Sản lượng điện năng thỏa thuận để
tính giá hợp đồng.
3. Trong trường hợp không có nhà máy
điện đáp ứng các tiêu chí quy định tại các điểm a, b và c Khoản 1 Điều này, Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng danh sách các nhà máy mới
đã lựa chọn cho năm N-1 và yêu cầu Đơn vị mua buôn duy nhất cập nhật, cung cấp
lại các số liệu quy định tại Khoản 2 Điều này để tính toán, lựa chọn nhà máy
điện mới tốt nhất cho năm N.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm tính toán chi phí phát điện toàn phần trung bình
cho 01 kWh cho các nhà máy điện đáp ứng các tiêu chí quy định tại Điểm a, Điểm b
và Điểm c Khoản 1 Điều này theo công thức sau:

: Chi phí phát điện toàn phần trung bình cho
01 kWh trong năm N của nhà máy điện (đồng/kWh);
: Giá cố định cho năm N theo hợp đồng mua bán
điện dạng sai khác của nhà máy điện (đồng/kWh);
: Giá biến đổi cho năm N theo hợp đồng mua
bán điện dạng sai khác của nhà máy điện (đồng/kWh);
: Sản lượng điện năng thỏa thuận để tính giá
hợp đồng cho năm N của nhà máy điện (kWh);
: Sản lượng điện năng dự kiến trong năm N của
nhà máy điện xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch
có ràng buộc (kWh).
5. Danh sách các nhà máy điện mới tốt
nhất được sắp xếp theo thứ tự chi phí phát điện toàn phần trung bình cho 01 kWh
từ thấp đến cao. Nhà máy điện mới tốt nhất lựa chọn cho năm N là nhà máy điện
có chi phí phát điện toàn phần trung bình cho 01 kWh thấp nhất theo kết quả
tính toán tại Khoản 4 Điều này.
Điều 25. Nguyên
tắc xác định giá công suất thị trường
1. Đảm bảo cho Nhà máy điện mới tốt
nhất thu hồi đủ chi phí phát điện khi tham gia thị trường điện.
2. Không
áp dụng giá công suất thị trường cho các giờ thấp điểm đêm, trong đó giờ thấp điểm
đêm là các giờ tính từ 00h00 đến 04h00 và từ 22h00 đến 24h00.
3. Giá công suất thị trường tỷ lệ với
phụ tải dự báo của hệ thống điện quốc gia cho chu kỳ giao dịch.
Điều 26. Trình
tự xác định giá công suất thị trường
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm xác định giá công suất thị trường theo trình tự sau:
1. Xác định chi phí thiếu hụt năm của
Nhà máy điện mới tốt nhất
a) Xác định doanh thu dự kiến trên thị
trường của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N theo công thức sau:

Trong đó:
RTTĐ: Doanh
thu dự kiến qua giá điện năng thị trường của Nhà máy điện mới tốt nhất trong
năm N (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch i trong năm N;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong năm
N;
SMPi: Giá điện năng thị
trường dự kiến của chu kỳ giao dịch i trong năm N xác định từ mô hình mô phỏng
thị trường điện theo phương pháp lập lịch không ràng buộc (đồng/kWh);
: Sản lượng dự kiến tại vị trí đo đếm của Nhà
máy điện mới tốt nhất tại chu kỳ giao dịch i trong năm N xác định từ mô hình mô
phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng buộc (kWh).
b) Xác định tổng chi phí phát điện năm
của Nhà máy điện mới tốt nhất theo công thức sau:

Trong đó:
TCBNE: Chi
phí phát điện năm của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N (đồng);
PBNE: Chi
phí phát điện toàn phần trung bình cho 01 kWh của Nhà máy điện mới tốt nhất xác
định tại Khoản 4 Điều 24 Thông
tư này (đồng/kWh);
: Sản lượng dự kiến tại vị trí đo đếm của Nhà
máy điện mới tốt nhất tại chu kỳ giao dịch i trong năm N xác định từ mô hình mô
phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng buộc (kWh);
i: Chu kỳ giao dịch i trong năm N;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong năm
N.
c) Chi phí thiếu hụt năm của Nhà máy
điện mới tốt nhất được xác định theo công thức sau:

Trong đó:
AS: Chi phí thiếu hụt năm của Nhà máy
điện mới tốt nhất trong năm N (đồng);
TCBNE: Tổng chi phí phát
điện năm của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N xác định tại điểm b Khoản
này (đồng);
: Doanh thu dự kiến qua giá điện năng thị
trường của Nhà máy điện mới tốt nhất trong năm N xác định tại Điểm a Khoản này (đồng).
d) Trong trường hợp khi tính toán chi
phí thiếu hụt năm có giá trị âm với phương án giá trần thị trường thấp nhất,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện báo cáo Cục Điều tiết điện lực
để lựa chọn nhà máy điện mới tốt nhất tiếp theo trong danh sách các nhà máy
điện mới quy định tại Điều 24 Thông tư này và tiến hành tính toán
lại hoặc xem xét lại danh sách các nhà máy tham gia thị trường điện để xác định
giá trần thị trường cho hợp lý.
2. Xác định chi phí thiếu hụt tháng
Chi phí thiếu hụt tháng
của Nhà máy điện mới tốt nhất được xác định bằng cách phân bổ chi phí thiếu hụt
năm vào các tháng trong năm N theo công thức sau:

Trong đó:
t: Tháng t trong năm N;
MS: Chi phí thiếu hụt tháng t của Nhà
máy điện mới tốt nhất (đồng);
AS: Chi phí thiếu hụt năm của Nhà máy
điện mới tốt nhất trong năm N (đồng);
: Công suất phụ tải đỉnh trong tháng t (MW).
3. Xác định giá công suất thị trường
cho chu kỳ giao dịch
a) Xác định công suất khả dụng trung
bình trong năm của Nhà máy điện mới tốt nhất theo công thức sau:

Trong đó:
QBNE: Công suất khả dụng
trung bình trong năm N của Nhà máy điện mới tốt nhất (kW);
I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong năm
N, trừ các giờ thấp điểm đêm;
i: Chu kỳ giao dịch trong đó Nhà máy
điện mới tốt nhất dự kiến được huy động trừ các giờ thấp điểm đêm;
: Công suất huy động dự kiến của Nhà máy điện
mới tốt nhất trong chu kỳ giao dịch i của năm N theo mô hình mô phỏng thị
trường điện theo phương pháp lập lịch có ràng buộc được quy đổi về vị trí đo
đếm (kW).
b) Xác
định giá công suất thị trường cho từng chu kỳ giao dịch trong năm tới theo công
thức sau:

Trong đó:
I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong
tháng t, trừ các giờ thấp điểm đêm;
i: Chu kỳ giao dịch i trong tháng t,
trừ các giờ thấp điểm đêm;
: Giá công suất thị trường của chu kỳ giao
dịch i (đồng/kW);
QBNE: Công suất khả dụng
trung bình trong năm N của Nhà máy điện mới tốt nhất (kW);
MS: Chi phí thiếu hụt tháng t của Nhà
máy điện mới tốt nhất (đồng);
: Phụ tải hệ thống dự báo của chu kỳ giao
dịch i theo biểu đồ phụ tải ngày điển hình dự báo của tháng t được quy định tại
Điều 19 Thông tư
này (MW);
: Phụ tải cực tiểu hệ thống dự báo cho tháng
t (MW).
Điều 27. Xác
định tổng sản lượng hợp đồng năm
Tổng sản lượng hợp đồng năm của nhà
máy điện được xác định theo các bước sau:
1. Lập kế
hoạch vận hành hệ thống điện năm tới theo phương pháp lập lịch có ràng buộc.
Thông số đầu vào sử dụng trong lập kế hoạch vận hành hệ thống điện năm tới là
giá toàn phần của các nhà máy nhiệt điện, các đặc tính thuỷ văn và thông số kỹ
thuật của nhà máy điện.
2. Tính toán tổng sản lượng kế hoạch
năm của nhà máy điện theo công thức sau:
nếu 
nếu 
nếu 
Trong đó:
: Tổng sản lượng kế hoạch năm N của nhà máy
điện (kWh);
: Sản lượng dự kiến năm N của nhà máy điện
xác định từ kế hoạch vận hành hệ thống điện năm tới được quy đổi về vị trí đo
đếm (kWh);
GO: Sản
lượng điện năng phát bình quân nhiều năm của nhà máy điện được quy định trong
hợp đồng mua bán điện (kWh);
a, b: Hệ số
hiệu chỉnh sản lượng năm được xác định theo Quy định về phương pháp xây dựng
giá phát điện; trình tự, thủ tục kiểm tra hợp đồng mua bán điện do Bộ Công
Thương ban hành.
3. Tính toán tổng sản lượng hợp đồng
năm của nhà máy điện theo công thức sau:

Trong đó:
Qc: Tổng sản lượng hợp đồng
năm N (kWh);
: Sản lượng kế hoạch năm N của nhà máy điện
(kWh);
: Tỷ lệ sản lượng thanh toán theo giá hợp
đồng áp dụng cho năm N (%). Tỷ lệ sản lượng này được quy định tại Khoản 5 Điều
15 Thông tư này.
Điều 28. Xác
định sản lượng hợp đồng tháng
Sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy
nhiệt điện và thuỷ điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần được xác định trong
quá trình lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới, bao gồm các bước sau:
1. Sử dụng mô hình mô phỏng thị trường
được quy định tại Khoản 2 Điều 17 Thông tư này theo phương pháp lập lịch có
ràng buộc để xác định sản lượng dự kiến từng tháng của nhà máy điện.
2. Xác định sản lượng hợp đồng tháng
theo công thức sau:

Trong đó:
: Sản lượng hợp đồng tháng t của nhà máy điện
(kWh);
Qc: Tổng sản lượng hợp đồng
năm của nhà máy điện (kWh);
: Sản lượng dự kiến trong tháng t của nhà máy
điện xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng
buộc (kWh).
Điều 29. Trách
nhiệm xác định và ký kết sản lượng hợp đồng năm và tháng
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm:
a) Tính toán sản lượng hợp đồng năm,
tháng của các đơn vị phát điện theo quy định tại Điều 27 và Điều 28 Thông tư
này;
b) Gửi kết quả tính toán sản lượng hợp
đồng năm, tháng cho Đơn vị mua buôn duy nhất và các đơn vị phát điện trực tiếp
giao dịch để kiểm tra trước ngày 15 tháng 11 hàng năm.
2. Đơn vị mua buôn duy nhất có trách
nhiệm:
a) Cung cấp các số liệu cho Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện để tính toán sản lượng hợp đồng năm,
tháng;
b) Kiểm tra và phối hợp với Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện để xử lý các sai lệch trong kết quả tính
toán sản lượng hợp đồng năm, tháng trước ngày 25 tháng 11 hàng năm;
c) Bổ sung phụ lục và các sửa đổi phụ
lục hợp đồng về sản lượng hợp đồng năm, tháng vào hợp đồng mua bán điện dạng
sai khác theo kết quả tính toán.
3. Các đơn vị phát điện trực tiếp giao
dịch có trách nhiệm:
a) Cung cấp các số liệu cho Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện và Đơn vị mua buôn duy nhất để tính toán
sản lượng hợp đồng năm, tháng;
b) Kiểm tra và phối hợp với Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện để xử lý các sai lệch trong kết quả tính
toán sản lượng hợp đồng năm, tháng trước ngày 25 tháng 11 hàng năm;
c) Bổ sung phụ lục và các sửa đổi phụ
lục hợp đồng về sản lượng hợp đồng năm, tháng vào hợp đồng mua bán điện dạng
sai khác theo kết quả tính toán.
Điều 30. Xác
định giá phát điện bình quân dự kiến cho năm N
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm tính toán giá phát điện bình quân dự kiến cho
năm N và mức độ thay đổi của giá phát điện bình quân dự kiến so với năm N-1.
2. Giá phát điện bình quân hàng năm
được tính toán theo công thức sau:

Trong đó:
j: Nhà máy phát điện j của Đơn vị phát
điện trực tiếp giao dịch;
J: Tổng số nhà máy điện của các đơn vị
phát điện trực tiếp giao dịch;
PPDTB: Giá phát điện bình
quân toàn hệ thống trong năm N (đồng/kWh);
: Giá thị trường toàn phần bình quân năm N
quy định tại Khoản 4 Điều này (đồng/kWh);
: Tổng sản lượng điện năng năm N của toàn hệ
thống (kWh);
: Tổng sản lượng điện năng năm N của các đơn
vị phát điện trực tiếp giao dịch (kWh);
: Tổng sản lượng điện năng trong hợp đồng mua
bán điện dạng sai khác năm N nhà máy điện j (kWh);
: Giá hợp đồng mua bán điện dạng sai khác năm
N của nhà máy điện j (kWh);
: Tổng chi phí mua điện từ các nhà máy điện
BOT năm N (đồng);
: Tổng chi phí mua điện từ các nhà máy thủy
điện chiến lược đa mục tiêu trong năm N (đồng);
CDVPT: Tổng chi phí mua
dịch vụ phụ trợ trong năm N (đồng).
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm thu thập các thông tin về chi phí của các nhà
máy điện BOT, các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu và các nhà máy điện
cung cấp dịch vụ phụ trợ từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam để tính toán giá phát
điện bình quân hàng năm theo quy định tại Khoản 2 Điều này.
4. Giá thị trường toàn phần bình quân
được xác định theo công thức sau:

Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch i trong năm N;
I: Tổng chu kỳ giao dịch trong năm N;
: Giá thị trường toàn phần bình quân năm N
(đồng/kWh);
: Sản lượng dự kiến phát vào thị trường của
tất cả các nhà máy điện tham gia thị trường trong chu kỳ giao dịch i xác định
từ mô hình mô phỏng thị trường có ràng buộc (kWh);
: Giá điện năng thị trường dự kiến của chu kỳ
giao dịch i xác định từ mô hình mô phỏng thị trường điện không ràng buộc
(đồng/kWh);
: Giá công suất thị trường của chu kỳ giao
dịch i (đồng/kW).
Điều 31. Công
bố kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới
1. Sau khi kế hoạch vận hành thị
trường điện năm tới được phê duyệt theo quy định tại Điều 17 Thông tư này, Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có tránh nhiệm công bố trên trang thông
tin điện tử thị trường điện các thông tin về các số liệu đầu vào và các kết quả
lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới cho các thành viên thị trường
điện.
2. Các thông tin về kế hoạch vận hành
thị trường điện năm tới được công bố bao gồm:
a) Các kết quả tính toán kế hoạch vận
hành năm tới, bao gồm:
- Giá điện năng thị trường dự kiến;
- Kết quả lựa chọn Nhà máy điện mới
tốt nhất;
- Giá công suất thị trường hàng giờ;
- Mức trần của giá điện năng thị
trường;
- Phân loại tổ máy nhiệt điện;
- Sản lượng hợp đồng năm và sản lượng
hợp đồng phân bổ vào các tháng của các nhà máy điện.
b) Các thông số đầu vào phục vụ tính
toán lập kế hoạch vận hành thị trường năm, bao gồm:
- Phụ tải dự báo từng miền Bắc, Trung,
Nam và cho toàn hệ thống điện quốc gia;
- Các số liệu thủy văn của các hồ chứa
thủy điện được dùng để tính toán mô phỏng thị trường điện;
- Tiến độ đưa các nhà máy điện mới vào
vận hành;
- Các thông số kỹ thuật về lưới điện
truyền tải;
- Biểu đồ xuất, nhập khẩu điện dự
kiến;
- Lịch bảo dưỡng, sửa chữa năm của các
nhà máy điện, lưới điện truyền tải và nguồn cấp khí lớn.
3. Các thông tin về kế hoạch vận hành
thị trường điện năm tới chỉ công bố cho đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch sở
hữu nhà máy điện có liên quan trực tiếp đến các thông tin này, bao gồm:
a) Sản
lượng phát điện dự kiến trong mô phỏng thị trường điện của nhà máy điện;
b) Giá trị nước của nhà máy thủy điện;
c) Số liệu về giá biến đổi của nhà máy
nhiệt điện được dùng trong tính toán mô phỏng.
Mục 2: KẾ
HOẠCH VẬN HÀNH THÁNG TỚI
Điều 32. Dự
báo phụ tải cho lập kế hoạch vận hành tháng tới
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm dự báo phụ tải để phục vụ lập kế hoạch vận hành
tháng tới theo phương pháp quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ
Công Thương ban hành. Các số liệu dự báo phụ tải phục vụ lập kế hoạch vận hành
tháng tới bao gồm:
1. Tổng nhu cầu phụ tải hệ thống điện
quốc gia và phụ tải từng miền Bắc, Trung, Nam cho cả tháng và từng tuần trong
tháng.
2. Biểu đồ phụ tải các ngày điển hình
các miền Bắc, Trung, Nam và toàn hệ thống điện quốc gia cho các tuần trong
tháng.
Điều 33. Tính
toán giá trị nước
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm tính toán giá trị nước cho các tuần trong tháng tới.
Kết quả tính toán giá trị nước được sử dụng để lập kế hoạch vận hành tháng tới
bao gồm:
1. Sản lượng dự kiến của các nhà máy
thủy điện chiến lược đa mục tiêu.
2. Giá trị nước của nhà máy thuỷ điện
trong nhóm thủy điện bậc thang.
3. Giá trị nước của các nhà máy thuỷ
điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần.
4. Mức nước tối ưu từng tuần trong
tháng của các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần.
Điều 34. Phân
loại tổ máy chạy nền, chạy lưng và chạy đỉnh tháng tới
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm phân loại các tổ máy chạy nền, chạy lưng và chạy
đỉnh trong tháng tới theo Quy trình phân loại tổ máy và tính giá trần bản chào
hàng tháng của nhà máy nhiệt điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm sử dụng mô hình mô phỏng thị trường để xác định
hệ số tải trung bình tháng của các tổ máy phát điện trong tháng tới.
3. Căn cứ hệ số tải trung bình tháng
từ kết quả mô phỏng, các tổ máy được phân loại thành 03 (ba) nhóm sau:
a) Nhóm tổ máy chạy nền bao gồm các tổ
máy phát điện có hệ số tải trung bình tháng lớn hơn hoặc bằng 70%;
b) Nhóm tổ máy chạy lưng bao gồm các
tổ máy phát điện có hệ số tải trung bình tháng lớn hơn 25% và nhỏ hơn 70%;
c) Nhóm tổ máy chạy đỉnh bao gồm các
tổ máy phát điện có hệ số tải trung bình tháng nhỏ hơn hoặc bằng 25%.
Điều 35. Điều
chỉnh giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm tính toán và điều chỉnh giá trần bản chào các tổ
máy nhiệt điện trong tháng tới theo phương pháp quy định tại Điều
22 Thông tư này và căn cứ theo:
a) Giá nhiên liệu của các nhà máy
nhiệt điện trong tháng tới trong trường hợp giá trần bản chào được xác định
theo Khoản 1 Điều 22 Thông tư này.
Giá nhiên liệu tháng tới là giá nhiên
liệu được cơ quan có thẩm quyền công bố và áp dụng cho tháng tới. Trong
trường hợp không có số liệu về giá nhiên liệu được cơ quan có thẩm quyền công
bố, giá nhiên liệu tháng tới là giá nhiên liệu theo hồ sơ thanh toán của tháng
gần nhất trước thời điểm lập kế hoạch tháng tới. Đơn vị mua buôn duy nhất có
trách nhiệm cập nhật các thông tin về giá nhiên liệu của các nhà máy nhiệt điện
trong tháng tới và cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện đồng thời thông báo cho các Đơn vị phát điện;
b) Giá biến đổi của các nhà máy nhiệt
điện trong trường hợp giá trần bản chào được xác định theo Khoản 2 Điều
22 Thông tư này.
Đơn vị mua buôn duy nhất có trách
nhiệm cập nhật các thay đổi về giá biến đổi của các nhà máy nhiệt điện và cung
cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
c) Kết quả phân loại tổ máy nhiệt điện
cho tháng tới theo quy định tại Điều 34 Thông tư này.
2. Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá trần bản
chào của tổ máy nhiệt điện trong tháng tới theo lịch vận hành thị trường điện
được quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.
Điều 36. Điều
chỉnh sản lượng hợp đồng tháng
1. Sản lượng hợp đồng tháng được phép điều
chỉnh trong trường hợp lịch bảo dưỡng sửa chữa của nhà máy tháng M bị thay đổi
so với kế hoạch vận hành năm theo yêu cầu Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện để đảm bảo an ninh hệ thống điện, không phải do các nguyên nhân của
nhà máy. Việc điều chỉnh sản lượng hợp đồng tháng trong trường hợp này theo
nguyên tắc sau: Dịch chuyển giữa các tháng phần sản lượng Qc tương ứng với thời
gian sửa chữa, đảm bảo tổng Qc các tháng trong năm có điều chỉnh là không đổi.
Trường hợp nhà máy bị thay đổi lịch
bảo dưỡng sửa chữa vào tháng cuối năm thì không dịch chuyển sản lượng Qc tương
ứng với thời gian sửa chữa của tháng này vào năm tiếp theo.
2. Trường hợp tình hình thủy văn thực
tế của nhà máy thủy điện quá khác biệt so với dự báo thuỷ văn áp dụng trong
tính toán lập kế hoạch vận hành năm, các nhà máy thuỷ điện có trách nhiệm phối
hợp xác nhận với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Đơn vị mua
buôn duy nhất và báo cáo Cục Điều tiết điện lực để xem xét điều chỉnh cho tháng
tiếp theo.
Điều 37. Xác
định sản lượng hợp đồng giờ
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm xác định sản lượng hợp đồng giờ trong tháng tới cho
nhà máy điện theo các bước sau:
1. Sử dụng mô hình mô phỏng thị trường
theo quy định tại Khoản 2 Điều 17 Thông tư này để xác định sản lượng dự kiến từng
giờ trong tháng của nhà máy điện theo phương pháp lập lịch có ràng buộc.
2. Xác định sản lượng hợp đồng giờ
theo công thức sau:

Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong tháng;
I: Tổng số chu kỳ trong tháng;
: Sản lượng hợp đồng của nhà máy điện trong
chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng dự kiến phát của nhà máy điện
trong chu kỳ giao dịch i xác định từ mô hình mô phỏng thị trường theo phương
pháp lập lịch có ràng buộc (kWh);
: Sản lượng hợp đồng tháng của nhà máy điện
được xác định theo Điều 28 Thông tư này (kWh).
3. Trường
hợp sản lượng hợp đồng của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i lớn hơn sản
lượng phát lớn nhất của nhà máy điện thì sản lượng hợp đồng trong chu kỳ giao
dịch đó được điều chỉnh bằng sản lượng phát lớn nhất của nhà máy điện.
4. Trường hợp sản lượng hợp đồng của
nhà máy nhiệt điện trong chu kỳ giao dịch i lớn hơn 0 MW và nhỏ hơn công suất
phát ổn định thấp nhất (Pmin) của nhà máy điện thì sản lượng hợp đồng trong chu
kỳ giao dịch đó được điều chỉnh bằng công suất phát ổn định thấp nhất của nhà
máy điện. Công suất phát ổn định thấp nhất (Pmin) của nhà máy điện được xác
định bằng công suất phát ổn định thấp nhất của 01 (một) tổ máy của nhà máy điện
được lập lịch huy động trong mô hình mô phỏng thị trường điện của chu kỳ đó.
Trường hợp sản lượng hợp đồng của các
nhà máy thủy điện nhỏ hơn công suất phát ổn định thấp nhất thì có thể điều
chỉnh bằng 0 MW hoặc bằng công suất phát ổn định thấp nhất.
5. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm phân bổ tổng sản lượng chênh lệch do việc điều
chỉnh sản lượng hợp đồng giờ theo quy định tại Khoản 3 và 4 Điều này vào các
giờ khác trong tháng trên nguyên tắc đảm bảo sản lượng hợp đồng tháng là không
đổi và tuân thủ theo quy định tại Quy trình lập kế hoạch vận hành năm, tháng và
tuần tới do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
6. Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi kết quả tính toán
sản lượng hợp đồng giờ trong tháng cho Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát
điện trực tiếp giao dịch theo lịch vận hành thị trường điện quy định tại Phụ
lục 1 Thông tư này.
7. Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị
phát điện trực tiếp giao dịch có trách nhiệm ký xác nhận sản lượng hợp đồng
tháng được điều chỉnh theo Điều 36 Thông tư này và sản lượng hợp đồng giờ
theo kết quả tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Mục 3: KẾ
HOẠCH VẬN HÀNH TUẦN TỚI
Điều 38. Giá
trị nước tuần tới
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm cập nhật số liệu phụ tải dự báo, thuỷ văn và các
số liệu có liên quan để tính toán giá trị nước tuần tới.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm cập nhật thông tin, tính toán lại giá trị nước
cho tuần tới và công bố các kết quả sau:
a) Giá trị nước và sản lượng dự kiến
hàng giờ của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu;
b) Giá trị nước của các nhóm nhà máy
thuỷ điện bậc thang, các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần;
c) Sản lượng dự kiến hàng giờ của các
nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày;
d) Mức nước giới hạn tuần của các hồ
chứa thủy điện có khả năng điều tiết trên 01 tuần theo quy định tại Quy
trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn do Cục Điều
tiết điện lực ban hành hướng dẫn thực hiện Quy định hệ thống điện truyền tải do
Bộ Công Thương ban hành.
Điều 39. Xác
định sản lượng hợp đồng của các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết từ 02
ngày đến 01 tuần
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm tính toán và công bố sản lượng hợp đồng tuần và
phân bổ sản lượng hợp đồng tuần cho từng chu kỳ giao dịch trong tuần của các
nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần theo quy định tại
Quy trình lập kế hoạch vận hành năm, tháng và tuần tới do Cục Điều tiết điện
lực ban hành.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm gửi sản lượng hợp đồng tuần của các nhà máy thuỷ
điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần cho Đơn vị mua buôn duy nhất
và Đơn vị phát điện. Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện có trách
nhiệm ký xác nhận sản lượng hợp đồng hàng tuần của nhà máy làm cơ sở để thanh
toán tiền điện.
Điều 40. Giới
hạn giá chào của nhà máy thuỷ điện
1. Giới hạn giá chào của nhà máy thủy
điện có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần được xác định căn cứ theo giá trị nước
tuần tới của nhà máy đó được công bố theo quy định tại Khoản 2 Điều
38 Thông tư này, cụ thể như sau:
a) Giá sàn bản chào bằng 0 đồng/kWh;
b) Giá trần bản chào bằng giá trị lớn
nhất của:
- Giá trị nước của nhà máy đó;
- Giá trung bình của các giá trần bản
chào của các tổ máy nhiệt điện tham gia thị trường điện trong kế hoạch vận hành
tháng;
c) Hàng tháng, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá trung bình của các giá
trần bản chào của các tổ máy nhiệt điện tháng tới cho các nhà máy thuỷ điện
cùng thời gian biểu công bố giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện trong tháng
tới.
2. Giới hạn giá chào của nhà máy thủy
điện có hồ chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần được xác định như sau:
a) Giá sàn bản chào bằng 0 đồng/kWh;
b) Giá trần bản chào bằng giá trị lớn
nhất của:
- Giá trị nước cao nhất của các nhà
máy thuỷ điện tham gia thị trường;
- Giá trung bình của các giá trần bản
chào của các tổ máy nhiệt điện tham gia thị trường điện trong kế hoạch vận hành
tháng;
c) Hàng tuần, Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá trị nước cao nhất của các
nhà máy thuỷ điện tham gia thị trường tuần tới cho các nhà máy thuỷ điện có hồ
chứa điều tiết từ 02 ngày đến 01 tuần.
3. Trường hợp hồ chứa của nhà máy thuỷ
điện vi phạm mức nước giới hạn tuần thì giá trần bản chào của nhà máy thủy điện
này áp dụng cho tuần tiếp theo bằng chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện chạy
dầu DO đắt nhất trong hệ thống điện. Khi đã đảm bảo không vi phạm mức nước giới
hạn tuần, nhà máy tiếp tục áp dụng mức giá trần theo quy định tại Khoản 1 hoặc Khoản
2 điều này kể từ ngày thứ Ba. Hàng tháng, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm công bố giá của tổ máy nhiệt điện dầu DO đắt nhất
trong hệ thống điện.
4. Trường hợp nhà máy thuỷ điện đặt
tại miền có dự phòng điện năng thấp hơn 5% được công bố theo Quy
trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn do Cục Điều
tiết điện lực ban hành hướng dẫn thực hiện Quy định hệ thống điện truyền tải do
Bộ Công Thương ban hành thì giá trần bản chào của các nhà máy thủy điện trong
miền này của tuần đánh giá bằng chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện dầu DO
đắt nhất trong hệ thống điện. Khi dự phòng điện năng của miền bằng hoặc cao hơn
5% các nhà máy trong miền này tiếp tục áp dụng mức giá trần theo quy định tại Khoản
1 và Khoản 2 Điều này.
5. Các nhà máy thủy điện tham gia thị
trường điện có trách nhiệm chào giá đáp ứng các yêu cầu sau:
a) Tuân thủ các quy định về giá trần
bản chào và giá sàn bản chào tại các Khoản 1, Khoản 2, Khoản 3 và Khoản 4 Điều
này;
b) Các yêu cầu về ràng buộc nhu cầu sử
dụng nước phía hạ du và các ràng buộc về thủy văn khác.
Chương V
VẬN
HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Mục 1: VẬN
HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN NGÀY TỚI
Điều 41. Thông
tin cho vận hành thị trường điện ngày tới
Trước 10h00 ngày D-1, Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định, tính toán và công bố
các thông tin sau:
1. Biểu đồ dự báo phụ tải ngày D của
toàn hệ thống điện quốc gia và từng miền Bắc, Trung, Nam.
2. Sản lượng dự kiến trong từng chu kỳ
giao dịch của ngày tới của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu, nhà máy
điện BOT, các nhà máy điện không trực tiếp chào giá trên thị trường điện.
3. Tổng sản lượng khí dự kiến ngày tới
của các nhà máy nhiệt điện khí sử dụng chung một nguồn khí.
4. Sản lượng điện năng xuất khẩu, nhập
khẩu dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D.
5. Các kết quả đánh giá an ninh hệ
thống ngắn hạn cho ngày D theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải
do Bộ Công Thương ban hành.
6. Sản lượng dự kiến của các nhà máy
thuỷ điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày trong từng chu kỳ giao dịch của
ngày tới.
7. Sản
lượng dự kiến của các nhà máy thuỷ điện vi phạm mức nước giới hạn tuần do Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán lập lịch huy động trong
từng chu kỳ giao dịch của ngày tới.
Điều 42. Bản
chào giá
1. Bản chào giá được quy định tại Phụ
lục 3 Thông tư này và phải tuân thủ các nguyên tắc sau:
a) Có tối đa 05 (năm) cặp giá chào
(đồng/kWh) và công suất (MW) cho tổ máy cho từng chu kỳ giao dịch của ngày D;
b) Công suất trong bản chào giá là
công suất tại đầu cực máy phát điện;
c) Công suất chào của dải chào sau
không được thấp hơn công suất của dải chào liền trước. Bước chào tối thiểu là
03 (ba) MW;
d) Có các thông tin về thông số kỹ
thuật của tổ máy, bao gồm:
- Công suất công bố của tổ máy cho
ngày D;
- Công suất phát ổn định thấp nhất của
tổ máy;
- Tốc độ tăng và giảm công suất tối đa
của tổ máy;
- Ràng buộc kỹ thuật khi vận hành đồng
thời các tổ máy.
đ) Công suất công bố của tổ máy trong
bản chào ngày D không thấp hơn mức công suất công bố trong ngày D-2 theo Quy
trình thực hiện đánh giá an ninh hệ thống điện trung hạn và ngắn hạn do Cục Điều
tiết điện lực ban hành hướng dẫn thực hiện Quy định hệ thống điện truyền tải do
Bộ Công Thương ban hành trừ trường hợp dừng máy sửa chữa đột xuất (việc dừng
máy sửa chữa đột xuất này phải được phê duyệt) hoặc sự cố kỹ thuật bất khả
kháng. Nhà máy có trách nhiệm cập nhập công suất công bố khi giảm công suất khả
dụng;
e) Trong điều kiện bình thường dải
công suất chào đầu tiên trong bản chào giá của các tổ máy nhiệt điện phải bằng
công suất phát ổn định thấp nhất của tổ máy. Dải công suất chào cuối cùng phải
bằng công suất công bố. Đối với các nhà máy nhiệt điện trong quá trình khởi động
và dừng máy được phép cập nhật bản chào giờ với công suất thấp hơn công suất
phát ổn định thấp nhất;
g) Các nhà máy thủy điện có thể chào
các dải công suất đầu tiên trong từng giờ bằng 0 (không) MW. Đối với những nhà
máy thủy điện có khả năng điều tiết trên 02 ngày thì dải công suất chào cuối
cùng phải bằng công suất công bố;
h) Đơn vị của giá chào là đồng/kWh,
với số thập phân nhỏ nhất là 0,1;
i) Giá chào trong khoảng từ giá sàn
đến giá trần của tổ máy và không giảm theo chiều tăng của công suất chào.
2. Sửa đổi bản chào giá
a) Đơn vị chào giá được phép sửa đổi
và nộp lại bản chào giá ngày tới hoặc cho các chu kỳ giao dịch còn lại trong
ngày D cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện ít nhất 45 phút
trước chu kỳ giao dịch có thay đổi bản chào giá;
b) Bản chào giá sửa đổi không được
thay đổi giá chào so với bản chào ngày tới của đơn vị chào giá đó;
c) Bản chào giá sửa đổi không được
thay đổi công suất ở các mức công suất nhỏ hơn hoặc bằng công suất công bố cho
giờ tới trừ trường hợp vi phạm yêu cầu kỹ thuật của bản chào;
d) Bản
chào giá sửa đổi tăng công suất chỉ được sử dụng làm bản chào lập lịch giờ tới
trong trường hợp có cảnh báo thiếu công suất;
đ) Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra tính hợp lệ của các bản chào giá sửa
đổi và sử dụng làm bản chào giá lập lịch để lập lịch huy động giờ tới và tính
giá thị trường điện.
Điều 43. Chào
giá nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang
1. Nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang có
trách nhiệm chào giá theo một bản chào giá chung cả nhóm và tuân thủ giới hạn
giá chào quy định tại Điều 40 Thông tư này.
2. Các nhà máy điện trong nhóm nhà máy
thuỷ điện bậc thang có trách nhiệm thỏa thuận và thống nhất chỉ định đơn vị đại
diện chào giá. Đơn vị đại diện chào giá cho nhóm nhà máy thủy điện bậc thang có
trách nhiệm nộp văn bản đăng ký kèm theo văn bản thỏa thuận giữa các nhà máy
điện trong nhóm cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
3. Trong trường hợp không đăng ký đơn
vị đại diện chào giá cho nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố biểu đồ huy động cho các
nhà máy thuộc nhóm này căn cứ theo kết quả tính toán giá trị nước của nhóm.
4. Đơn vị đại diện chào giá có trách
nhiệm tuân thủ các quy định về chào giá đối với tất cả các nhà máy điện trong
nhóm nhà máy thủy điện bậc thang.
5. Trong trường hợp nhà máy thuỷ điện
thuộc nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang đề xuất tự chào giá, căn cứ theo đề xuất
của nhà máy thuỷ điện thuộc nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang và các ràng buộc
tối ưu sử dụng nước của cả nhóm, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm xem xét,
quyết định việc chào giá của nhà máy thuỷ điện này.
6. Giá trị nước của nhóm nhà máy thuỷ
điện bậc thang là giá trị nước của hồ thuỷ điện lớn nhất trong bậc thang đó.
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác định hồ
thuỷ điện dùng để tính toán giá trị nước cho nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang
cùng với việc phân loại các nhà máy thuỷ điện quy định tại Điều 18 Thông tư
này.
7. Trong trường hợp nhóm nhà máy thuỷ
điện bậc thang có nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu:
a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm công bố sản lượng phát hàng giờ trong tuần tới
của từng nhà máy điện trong nhóm nhà máy thủy điện bậc thang theo quy định tại Khoản
2 Điều 38 Thông tư
này;
b) Khi sản lượng công bố của nhà máy
thủy điện đa mục tiêu trong nhóm bị điều chỉnh theo quy định tại Điều 54 Thông tư
này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều chỉnh
sản lượng công bố của các nhà máy điện ở bậc thang dưới cho phù hợp.
Điều 44. Chào
giá nhà máy thuỷ điện khác
1. Các nhà máy thủy điện khác có hồ
chứa điều tiết từ 02 ngày trở lên chào giá trên thị trường và tuân thủ giới hạn
giá chào quy định tại Điều 40 Thông tư này.
2. Các nhà máy thủy điện khác có hồ
chứa điều tiết dưới 02 ngày có trách nhiệm nộp bản chào giá của ngày D cho Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Bản chào của các nhà máy này được
quy định như sau:
a) Giá chào bằng 0 đồng/kWh cho tất cả
các dải chào;
b) Công suất chào bằng công suất dự
kiến phát của tổ máy trong chu kỳ giao dịch.
Điều 45. Nộp
bản chào giá
1. Trước 11h30 ngày D-1, đơn vị chào
giá có trách nhiệm nộp bản chào giá ngày D.
2. Các đơn vị chào giá nộp bản chào
giá qua hệ thống thông tin thị trường. Trong trường hợp do sự cố không thể sử
dụng hệ thống thông tin thị trường, đơn vị chào giá có trách nhiệm thống nhất
với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về các phương thức khác
cho việc nộp bản chào giá theo thứ tự ưu tiên sau:
a) Bằng thư điện tử vào địa chỉ hòm
thư do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quy định;
b) Bằng fax theo số fax do Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện quy định;
c) Nộp bản chào trực tiếp tại trụ sở
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Điều 46. Kiểm
tra tính hợp lệ của bản chào giá
1. Trước 11h00 ngày D-1, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra tính hợp lệ của
bản chào giá đã nhận được từ các đơn vị chào giá theo quy định tại Điều 42 Thông tư
này. Trường hợp đơn vị chào giá gửi nhiều bản chào giá thì chỉ xem xét bản chào
giá nhận được cuối cùng.
2. Trong trường hợp bản chào giá không
hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo
cho đơn vị nộp bản chào giá đó và yêu cầu đơn vị này nộp lại bản chào giá lần
cuối trước thời điểm chấm dứt chào giá.
3. Sau khi nhận được thông báo của Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về bản chào giá không hợp lệ, đơn
vị chào giá có trách nhiệm sửa đổi và nộp lại bản chào giá trước thời điểm chấm
dứt chào giá.
Điều 47. Bản
chào giá lập lịch
1. Sau thời điểm chấm dứt chào giá,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm kiểm tra tính
hợp lệ của các bản chào giá nhận được cuối cùng theo quy định tại Điều 42 Thông tư
này. Bản chào giá cuối cùng hợp lệ được sử dụng làm bản chào giá lập lịch cho
việc lập lịch huy động ngày tới.
2. Trong trường hợp Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện không nhận được bản chào giá hoặc bản chào giá
cuối cùng của đơn vị chào giá không hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện sử dụng bản chào giá mặc định của Đơn vị phát điện đó làm bản
chào giá lập lịch.
3. Bản chào giá mặc định của các nhà
máy điện được xác định như sau:
a) Đối với các nhà máy nhiệt điện, bản
chào giá mặc định là bản chào giá hợp lệ gần nhất. Trong trường hợp bản chào
giá hợp lệ gần nhất không phù hợp với trạng thái vận hành thực tế của tổ máy,
bản chào giá mặc định là bản chào giá tương ứng với trạng thái hiện tại và
nhiên liệu sử dụng trong bộ bản chào giá mặc định áp dụng cho tháng đó của tổ
máy. Đơn vị chào giá có trách nhiệm xây dựng bộ bản chào mặc định áp dụng cho
tháng tới của tổ máy nhiệt điện tương ứng với các trạng thái vận hành và nhiên
liệu của tổ máy và nộp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
trước ngày 25 hàng tháng;
b) Đối với các nhà máy thuỷ điện và
nhóm nhà máy thuỷ điện bậc thang, bản chào giá mặc định là bản chào có giá chào
bằng giá trần bản chào tương ứng của nhà máy thủy điện được quy định tại Điều
40 Thông tư này.
Điều 48. Số
liệu sử dụng cho lập lịch huy động ngày tới
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm sử dụng các số liệu dưới đây để lập lịch huy động
ngày tới:
1. Biểu đồ phụ tải ngày của toàn hệ
thống điện quốc gia và từng miền Bắc, Trung, Nam.
2. Các bản chào giá lập lịch của các
đơn vị chào giá.
3. Sản lượng dự kiến trong từng chu kỳ
giao dịch của ngày tới của các nhà máy điện quy định tại Khoản 2 Điều 41, Khoản
7 Điều 43 và Điểm b
Khoản 2 Điều 44 Thông tư
này.
4. Sản lượng điện năng xuất khẩu, nhập
khẩu quy định tại Điều 62 và Điều 63 Thông tư
này.
5. Công suất các tổ máy của các nhà
máy điện cung cấp dịch vụ phụ trợ.
6. Yêu cầu về công suất dự phòng quay
và điều tần.
7. Lịch bảo dưỡng sửa chữa lưới điện
truyền tải và các tổ máy phát điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện phê duyệt.
8. Lịch thí nghiệm tổ máy phát điện.
9. Biểu đồ huy động của các nhà máy
điện bị đình chỉ quyền tham gia thị trường điện quy định tại Khoản 3 Điều 8
Thông tư này.
10. Các kết quả đánh giá an ninh hệ
thống ngắn hạn cho ngày D theo quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải
do Bộ Công Thương ban hành.
11. Thông tin cập nhật về độ sẵn sàng
của lưới điện truyền tải và các tổ máy phát điện từ hệ thống SCADA hoặc do Đơn
vị truyền tải điện và các đơn vị phát điện cung cấp.
Điều 49. Lập
lịch huy động ngày tới
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm lập lịch huy động ngày tới. Lịch huy động ngày tới
bao gồm:
1. Lịch huy động không ràng buộc, bao
gồm:
a) Giá điện năng thị trường dự kiến
trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới;
b) Thứ tự huy động các tổ máy phát
điện trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới.
2. Lịch huy động ràng buộc, bao gồm:
a) Biểu đồ dự kiến huy động từng tổ
máy trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới, giá biên từng miền trong từng chu
kỳ giao dịch ngày tới;
b) Lịch ngừng, khởi động và trạng thái
nối lưới dự kiến của từng tổ máy trong ngày tới;
c) Phương thức vận hành, sơ đồ kết dây
dự kiến của hệ thống điện trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới;
d) Các thông tin cảnh báo (nếu có).
3. Lập lịch huy động ngày tới trong
trường hợp thừa công suất
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm tính toán việc giảm công suất dần về công suất phát
ổn định thấp nhất hoặc ngừng và thay đổi lại thời gian khởi động lại các tổ máy
trong trường hợp thừa công suất theo nguyên tắc sau:
a) Giảm công suất các tổ máy có giá
hợp đồng mua bán điện (Pc) theo thứ tự từ cao đến thấp;
b) Ngừng các tổ máy có giá hợp đồng
mua bán điện (Pc) theo thứ tự từ cao đến thấp;
c) Ngừng các tổ máy có chi phí khởi
động từ thấp đến cao;
d) Khi khởi động lại theo thứ tự các
tổ máy có giá hợp đồng mua bán điện (Pc) theo thứ tự từ thấp đến cao;
đ) Tính toán thời gian ngừng các tổ
máy để đáp ứng yêu cầu của hệ thống, hạn chế việc vận hành lên, xuống các tổ
máy nhiều lần.
Điều 50. Công
bố lịch huy động ngày tới
Trước 16h00 hàng ngày, Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố các thông tin trong
lịch huy động ngày tới, cụ thể như sau:
1. Công suất huy động dự kiến bao gồm
cả công suất điều tần và dự phòng quay của các tổ máy trong từng chu kỳ giao
dịch của ngày tới. Giá biên từng miền trong từng chu kỳ giao dịch ngày tới.
2. Giá điện năng thị trường dự kiến
cho từng chu kỳ giao dịch của ngày tới.
3. Danh sách các tổ máy dự kiến phải
phát tăng hoặc phát giảm công suất trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới.
4. Thông tin về cảnh báo thiếu công
suất trong ngày tới (nếu có), bao gồm:
a) Các chu kỳ giao dịch dự kiến thiếu
công suất;
b) Lượng công suất thiếu;
c) Các ràng buộc an ninh hệ thống bị
vi phạm.
5. Thông tin về cảnh báo thừa công
suất (nếu có) trong ngày tới, bao gồm:
a) Các chu kỳ giao dịch dự kiến thừa
công suất;
b) Các tổ máy dự kiến sẽ dừng phát
điện.
Điều 51. Hoà
lưới tổ máy phát điện
1. Đối với tổ máy khởi động chậm, Đơn
vị phát điện có trách nhiệm chuẩn bị sẵn sàng để hoà lưới tổ máy này theo lịch
huy động ngày tới do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố.
Trường hợp thời gian khởi động của tổ máy lớn hơn 24 giờ, Đơn vị phát điện có
trách nhiệm hoà lưới tổ máy này căn cứ trên kết quả đánh giá an ninh hệ thống
ngắn hạn do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố.
2. Đối với tổ máy không phải là khởi
động chậm, Đơn vị phát điện có trách nhiệm chuẩn bị sẵn sàng để hoà lưới tổ máy
này theo lịch huy động giờ tới do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện công bố.
3. Trong quá trình hòa lưới của các tổ
máy nhiệt điện, Đơn vị phát điện có trách nhiệm cập nhật công suất từng giờ vào
bản chào giờ trước 60 phút trước chu kỳ giao dịch để phục vụ vận hành và tính
toán thanh toán.
Điều 52. Xử
lý trong trường hợp có cảnh báo thiếu công suất
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện được phép sửa đổi công suất công bố của các nhà máy thủy điện
chiến lược đa mục tiêu theo quy định tại Khoản 2 Điều 54 Thông tư
này.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm sử dụng bản chào tăng công suất làm bản chào giá
lập lịch để lập lịch huy động giờ tới và tính giá thị trường điện.
Mục 2: VẬN
HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN GIỜ TỚI
Điều 53. Dữ
liệu lập lịch huy động giờ tới
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm sử dụng các số liệu dưới đây để lập lịch huy động
giờ tới:
1. Biểu đồ phụ tải của toàn hệ thống
điện quốc gia và từng miền Bắc, Trung, Nam dự báo cho giờ tới và 03 giờ tiếp
theo.
2. Kế hoạch hòa lưới của các tổ máy
khởi động chậm theo lịch huy động ngày tới đã được công bố.
3. Các bản chào giá lập lịch của các
đơn vị chào giá có cập nhật các bản chào giờ của các tổ máy khởi động chậm
trong quá trình hoà lưới, bản chào giờ của các tổ máy trong quá trình ngừng tổ
máy do sự cố hoặc giảm công suất do sự cố kỹ thuật bất khả kháng, bản chào giờ
của các tổ máy công bố tăng công suất trong trường hợp hệ thống điện thiếu
nguồn, các đơn vị được phép cập nhật bản chào giờ tối thiểu 45 phút trước chu
kỳ giao dịch.
4. Sản lượng công bố của các nhà máy
thủy điện đa mục tiêu.
5. Công suất điều tần, dự phòng quay,
dự phòng khởi động nhanh, dự phòng nguội và vận hành phải phát do ràng buộc an
ninh hệ thống điện cho giờ tới.
6. Độ sẵn sàng của lưới điện truyền
tải và các tổ máy phát điện từ hệ thống SCADA hoặc do Đơn vị truyền tải điện và
các đơn vị phát điện cung cấp.
7. Các ràng buộc khác về an ninh hệ
thống.
8. Lịch thí nghiệm tổ máy phát điện.
9. Công suất công bố theo lịch huy
động ngày tới của các nhà máy điện không chào giá trực tiếp trên thị trường điện.
10. Sản lượng điện nhập khẩu.
Điều 54. Điều
chỉnh sản lượng công bố của nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu
1. Trước khi lập lịch huy động giờ
tới, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép điều chỉnh sản
lượng giờ của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu đã được công bố theo quy
định tại Khoản 2 Điều 41 Thông tư này trong các trường hợp sau:
a) Có biến động bất thường về thuỷ
văn;
b) Có cảnh báo thiếu công suất theo
lịch huy động ngày tới;
c) Có quyết định của cơ quan quản lý
nhà nước có thẩm quyền về điều tiết hồ chứa của nhà máy thủy điện chiến lược đa
mục tiêu phục vụ mục đích chống lũ, tưới tiêu.
2. Phạm vi điều chỉnh sản lượng giờ
của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu trong các trường hợp quy định tại Điểm
a và Điểm b Khoản 1 Điều này là ±5% của tổng công suất đặt của các nhà máy thuỷ
điện chiến lược đa mục tiêu trong hệ thống điện không bao gồm phần công suất
dành cho điều tần và dự phòng quay.
Điều 55. Lập
lịch huy động giờ tới
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm lập lịch huy động giờ tới cho các tổ máy phát
điện theo phương pháp lập lịch có ràng buộc và phương pháp lập lịch không ràng
buộc.
2. Lập lịch huy động giờ tới trong
trường hợp thiếu công suất
a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện lập lịch huy động các tổ máy theo thứ tự sau:
- Theo bản chào giá lập lịch;
- Các nhà máy thủy điện chiến lược đa
mục tiêu theo công suất điều chỉnh;
- Các tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng
khởi động nhanh, các tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng nguội theo lịch huy động
ngày tới;
- Các tổ máy cung cấp dịch vụ vận hành
phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện;
- Công suất dự phòng quay;
- Giảm công suất dự phòng điều tần
xuống mức thấp nhất cho phép.
b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện kiểm tra, xác định lượng công suất dự kiến cần sa thải để đảm
bảo an ninh hệ thống.
3. Lập lịch huy động giờ tới trong
trường hợp thừa công suất
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm điều chỉnh lịch huy động giờ tới thông qua các biện
pháp theo thứ tự sau:
a) Dừng các tổ máy tự nguyện ngừng
phát điện;
b) Giảm dần công suất phát của các tổ
máy khởi động chậm về mức công suất phát ổn định thấp nhất;
c) Giảm tối thiểu công suất phát của
tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng quay;
d) Giảm tối thiểu công suất phát của
tổ máy cung cấp dịch vụ điều tần;
đ) Dừng các tổ máy khởi động chậm theo
thứ tự sau:
- Có thời gian khởi động ngắn nhất;
- Có giá hợp đồng mua bán điện (Pc) từ
cao đến thấp;
- Có chi phí khởi động từ thấp đến
cao. Chi phí khởi động do Đơn vị mua buôn duy nhất thỏa thuận với Đơn vị phát
điện và cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;
- Có mức công suất thấp nhất đủ để
giải quyết tình trạng thừa công suất.
Điều 56. Công
bố lịch huy động giờ tới
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm công bố lịch huy động giờ tới 15 phút trước chu kỳ
giao dịch, bao gồm các nội dung sau:
1. Phụ tải dự báo giờ tới của toàn hệ
thống điện quốc gia và các miền Bắc, Trung, Nam.
2. Lịch huy động các tổ máy phát điện,
giá biên các miền Bắc, Trung, Nam trong giờ tới và 03 giờ tiếp theo được lập
theo quy định tại Điều 55 Thông tư
này.
3. Các biện pháp xử lý của Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện trong trường hợp thiếu hoặc thừa công
suất.
4. Các thông tin về việc điều chỉnh
công suất công bố của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu theo quy định
tại Điều 54 Thông tư
này.
5. Lịch sa thải phụ tải dự kiến (nếu
có).
Mục 3: VẬN
HÀNH THỜI GIAN THỰC
Điều 57. Điều
độ hệ thống điện thời gian thực
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm vận hành hệ thống điện trong thời gian thực căn
cứ lịch huy động giờ tới đã được công bố và tuân thủ quy định về vận hành hệ
thống điện thời gian thực tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công
Thương ban hành.
2. Đơn vị phát điện có trách nhiệm
tuân thủ lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
3. Đơn vị phát điện sở hữu các nhà máy
thuỷ điện có trách nhiệm tuân thủ theo quy định về mức nước giới hạn tuần được
quy định tại Điều 38 Thông tư này.
Điều 58. Xử
lý trong trường hợp hồ chứa của nhà máy thuỷ điện vi phạm mức nước giới hạn
tuần
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm cảnh báo việc nhà máy vi phạm mức nước giới hạn
tuần, nhà máy điện có trách nhiệm điều chỉnh giá chào trong các ngày tiếp theo
để đảm bảo không vi phạm mức nước giới hạn tuần tiếp theo.
2. Trong trường hợp hồ chứa của nhà
máy điện có 02 tuần liền vi phạm mức nước giới hạn tuần thì bắt đầu từ 00h00
ngày thứ Hai của tuần tiếp theo bản chào của nhà máy điện này sẽ không được sử
dụng để lập lịch huy động. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
được phép can thiệp vào lịch huy động các nhà máy điện này căn cứ kết quả tính
toán giá trị nước để đảm bảo các yêu cầu về an ninh hệ thống điện và đưa mực
nước của hồ chứa về mức nước giới hạn tuần.
Trong trường hợp mức nước
hồ chứa bị vi phạm hoàn toàn do việc huy động trên cơ sở bản chào giá của nhà
máy, không phải do huy động để đảm bảo yêu cầu về an ninh hệ thống điện thì
trong thời gian bị can thiệp các nhà máy này chỉ được thanh toán với giá bằng
90% giá hợp đồng mua bán điện nhưng không quá 02 tuần kể từ khi bị can thiệp.
Trong trường hợp mức nước
hồ chứa bị vi phạm do việc huy động để đảm bảo an ninh hệ thống điện thì trong
thời gian bị can thiệp các nhà máy này được thanh toán theo giá hợp đồng mua
bán điện.
3. Sau 02 tuần kể từ khi Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện can thiệp, mức nước của hồ chứa vẫn vi phạm
mức nước giới hạn tuần do điều kiện thuỷ văn hoặc do phải huy động nhà máy để
đảm bảo yêu cầu về an ninh hệ thống điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện được phép tiếp tục can thiệp vào lịch huy động các nhà máy điện. Trong
thời gian này nhà máy điện được thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện.
4. Khi đã đảm bảo không vi phạm mức
nước giới hạn tuần, nhà máy thuỷ điện được tiếp tục tham gia chào giá vào tuần
tiếp theo.
5. Trước 10h00 ngày thứ Hai,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thông báo về
việc lập lịch huy động kể từ ngày thứ Ba cho Đơn vị phát điện và Đơn vị mua
buôn duy nhất trong các trường hợp sau:
a) Nhà máy vi phạm mức nước hồ chứa và
nhà máy bị can thiệp lịch huy động;
b) Mức nước hồ chứa của nhà máy đã về
mức nước giới hạn tuần, nhà máy được phép chào giá.
6. Trước 10h00 ngày D-1, căn cứ theo
tình hình thuỷ văn, mức nước của hồ thuỷ điện của nhà máy thuỷ điện đó, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán và công bố
sản lượng dự kiến huy động từng giờ trong ngày tới của nhà máy thuỷ điện bị can
thiệp lịch huy động theo nguyên tắc sau:
a) Đảm bảo an ninh cung cấp điện, các
ràng buộc về yêu cầu sử dụng nước hạ du và các ràng buộc kỹ thuật khác;
b) Đảm bảo tối thiểu hóa chi phí mua
điện cho toàn hệ thống.
Điều 59. Can
thiệp vào thị trường điện
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện được phép can thiệp vào thị trường điện trong các trường hợp
sau:
a) Hệ thống đang vận hành trong chế độ
khẩn cấp được quy định trong Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công
Thương ban hành;
b) Không thể đưa ra lịch huy động giờ
tới 15 phút trước giờ vận hành.
2. Trong trường hợp can thiệp vào thị
trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm huy
động các tổ máy để đảm bảo các mục tiêu theo thứ tự ưu tiên sau:
a) Đảm bảo cân bằng được công suất
phát và phụ tải;
b) Đáp ứng được yêu cầu về dự phòng điều
tần;
c) Đáp ứng được yêu cầu về dự phòng
quay;
d) Đáp ứng được yêu cầu về chất lượng
điện áp.
3. Công bố thông tin về can thiệp vào
thị trường điện
a) Khi can thiệp vào thị trường điện, Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phải công bố các nội dung sau:
- Các lý do phải can thiệp thị trường
điện;
- Các chu kỳ giao dịch dự kiến can thiệp
vào thị trường điện.
b) Trong thời hạn 24 giờ kể từ khi kết
thúc can thiệp vào thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm công bố các nội dung sau:
- Các lý do phải can thiệp vào thị
trường điện;
- Các chu kỳ giao dịch can thiệp vào
thị trường điện;
- Các biện pháp do Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện áp dụng để can thiệp vào thị trường điện.
Điều 60. Dừng
thị trường điện
1. Thị trường điện dừng vận hành khi
xảy ra một trong các trường hợp sau:
a) Do các tình huống khẩn cấp về thiên
tai hoặc bảo vệ an ninh quốc phòng;
b) Do Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện đề nghị dừng thị trường điện theo một trong các trường hợp sau:
- Hệ thống điện vận hành trong chế độ
cực kỳ khẩn cấp được quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công
Thương ban hành;
- Không đảm bảo việc vận hành thị
trường điện an toàn, liên tục.
c) Các trường hợp khác theo yêu cầu
của cơ quan có thẩm quyền.
2. Cục Điều tiết điện lực có trách
nhiệm xem xét, quyết định dừng thị trường điện trong các trường hợp quy định
tại Điểm a và Điểm b Khoản 1 Điều này và thông báo cho Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm thông báo cho các thành viên tham gia thị trường
điện về quyết định dừng thị trường điện của Cục Điều tiết điện lực.
4. Vận hành hệ thống điện trong thời
gian dừng thị trường điện
a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm điều độ, vận hành hệ thống điện theo các nguyên
tắc sau:
- Đảm bảo hệ thống vận hành an toàn,
ổn định, tin cậy với chi phí mua điện cho toàn hệ thống thấp nhất;
- Đảm bảo thực hiện các thoả thuận về
sản lượng trong các hợp đồng xuất khẩu, nhập khẩu điện, hợp đồng mua bán điện
của các nhà máy điện BOT và các hợp đồng mua bán điện có cam kết sản lượng của
các nhà máy điện khác;
b) Các đơn vị phát điện, Đơn vị truyền
tải điện và các đơn vị có liên quan khác có trách nhiệm tuân thủ lệnh điều độ
của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Điều 61. Khôi
phục thị trường điện
1. Thị trường điện được khôi phục vận
hành khi đảm bảo các điều kiện sau:
a) Các nguyên nhân dẫn đến việc dừng
thị trường điện đã được khắc phục;
b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện xác nhận về khả năng vận hành lại thị trường điện.
2. Cục Điều tiết điện lực có trách
nhiệm xem xét, quyết định khôi phục thị trường điện và thông báo cho Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm thông báo cho các thành viên tham gia thị trường
điện về quyết định khôi phục thị trường điện của Cục Điều tiết điện lực.
Mục 4: XUẤT
KHẨU, NHẬP KHẨU ĐIỆN TRONG VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều 62. Xử
lý điện năng xuất khẩu trong lập lịch huy động
1. Trước 10h00 ngày D-1, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố sản lượng điện
năng xuất khẩu dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D.
2. Sản lượng điện năng xuất khẩu được
tính như phụ tải tại điểm xuất khẩu và được dùng để tính toán dự báo phụ tải hệ
thống phục vụ lập lịch huy động ngày tới và giờ tới.
Điều 63. Xử
lý điện năng nhập khẩu trong lập lịch huy động
1. Trước 10h00 ngày D-1, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố sản lượng điện
năng nhập khẩu dự kiến trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D.
2. Sản lượng điện năng nhập khẩu trong
lập lịch huy động được tính như nguồn phải phát với biểu đồ đã được công bố
trước trong ngày tới.
Điều 64.
Thanh toán cho lượng điện năng xuất khẩu và nhập khẩu
Lượng điện năng nhập khẩu được thanh
toán theo hợp đồng mua bán điện đã được ký kết giữa các bên.
Chương VI
TÍNH
TOÁN GIÁ ĐIỆN NĂNG THỊ TRƯỜNG VÀ THANH TOÁN TRONG THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Mục 1: SỐ
LIỆU ĐO ĐẾM ĐIỆN NĂNG
Điều 65. Cung
cấp số liệu đo đếm
1. Trước 15h00 ngày D+1, Đơn vị quản
lý số liệu đo đếm điện năng có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện và Đơn vị mua buôn duy nhất số liệu đo đếm điện
năng của từng chu kỳ giao dịch của ngày D.
2. Trước ngày làm việc thứ 08 sau khi
kết thúc chu kỳ thanh toán, Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng có trách
nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện số liệu đo
đếm điện năng trong chu kỳ thanh toán được quy định tại Quy định về đo đếm điện
năng trong thị trường phát điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành.
Điều 66. Lưu
trữ số liệu đo đếm
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm lưu trữ số liệu đo đếm điện năng và các hồ sơ liên
quan trong thời hạn ít nhất là 05 năm.
Mục 2: TÍNH
TOÁN GIÁ ĐIỆN NĂNG THỊ TRƯỜNG VÀ CÔNG SUẤT THANH TOÁN
Điều 67. Xác
định giá điện năng thị trường
1. Sau ngày giao dịch D, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch tính giá điện
năng thị trường cho từng chu kỳ giao dịch của ngày D theo trình tự sau:
a) Tính toán phụ tải hệ thống trong
chu kỳ giao dịch bằng cách quy đổi sản lượng đo đếm về phía đầu cực các tổ máy
phát điện;
b) Thực hiện lập lịch tính giá điện
năng thị trường theo phương pháp lập lịch không ràng buộc theo trình tự như sau:
- Sắp xếp cố định dưới phần nền của
biểu đồ phụ tải hệ thống điện các sản lượng phát thực tế của các Đơn vị phát
điện gián tiếp giao dịch thị trường điện, điện năng nhập khẩu, nhà máy điện
BOT, các tổ máy thí nghiệm, nhà máy điện thuộc khu công nghiệp chỉ bán một phần
sản lượng lên hệ thống điện quốc gia, các tổ máy bị tách ra khỏi thị trường
điện;
- Sắp xếp các dải công suất trong bản
chào giá lập lịch của các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch.
2. Giá điện năng thị trường bằng giá
chào của dải công suất cuối cùng được xếp lịch để đáp ứng mức phụ tải hệ thống
trong lịch tính giá điện năng thị trường. Trong trường hợp giá chào của dải
công suất cuối cùng trong lịch tính giá điện năng thị trường cao hơn giá trần
thị trường, giá điện năng thị trường được tính bằng giá trần thị trường.
3. Trước 9h00 ngày D+2, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố giá điện năng thị
trường của từng chu kỳ giao dịch trong ngày D.
Điều 68. Xác
định công suất thanh toán
1. Các nguyên tắc xác định công suất
thanh toán cho từng chu kỳ giao dịch:
a) Các tổ máy tham gia phát điện trong
mỗi chu kỳ trên thị trường được lập lịch nhận giá công suất thị trường cho chu
kỳ đó trừ các tổ máy khởi động chậm đã ngừng để làm dự phòng, tổ máy đã ngừng
sự cố;
b) Công suất thanh toán của tổ máy tối
thiểu bằng sản lượng điện năng của tổ máy tại vị trí đo đếm điện trong chu kỳ
giao dịch;
c) Trong trường hợp tổng công suất các
tổ máy có giá chào bằng nhau thì chia đều phần công suất được nhận giá công
suất thị trường tại dải chào đó cho các tổ máy.
2. Sau ngày giao dịch D, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập lịch công suất cho
từng chu kỳ giao dịch của ngày D theo trình tự sau:
a) Tính toán phụ tải hiệu chỉnh trong
chu kỳ giao dịch bằng phụ tải hệ thống cộng thêm các thành phần sau:
- Công suất dự phòng quay cho chu kỳ
giao dịch;
- Công suất điều tần cho chu kỳ giao
dịch;
- Thành phần công suất khuyến khích và
công suất của các tổ máy phát tăng thêm được tính bằng 3% tổng sản lượng phát
của các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch thị trường điện trong chu kỳ giao
dịch.
b) Thực hiện lập lịch công suất theo
phương pháp lập lịch không ràng buộc để đáp ứng mức phụ tải hiệu chỉnh được xác
định tại điểm a Khoản này theo trình tự sau:
- Sắp xếp cố định dưới phần nền của
biểu đồ phụ tải hệ thống điện các sản lượng phát thực tế của các Đơn vị phát
điện gián tiếp giao dịch thị trường điện, điện năng nhập khẩu, nhà máy điện
BOT, các tổ máy thí nghiệm, nhà máy điện thuộc khu công nghiệp chỉ bán một phần
sản lượng lên hệ thống điện quốc gia, các tổ máy bị tách ra thị trường điện;
- Sắp xếp cố định dưới phần nền của
biểu đồ phụ tải hệ thống điện lượng công suất điều tần, dự phòng quay và công
suất phát tăng thêm của các tổ máy phát điện;
- Sắp xếp các dải công suất trong bản
chào giá lập lịch của các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch trừ các tổ máy
khởi động chậm đã ngừng để làm dự phòng, tổ máy đã ngừng sự cố.
3. Lượng công suất thanh toán của tổ
máy trong chu kỳ giao dịch tính bằng lượng công suất của tổ máy đó được xếp
trong lịch công suất.
4. Trước 9h00 ngày D+2, Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố lượng công suất
thanh toán của từng tổ máy trong các chu kỳ giao dịch của ngày D.
Điều 69. Xác
định giá điện năng thị trường và công suất thanh toán khi can thiệp vào thị
trường điện
1. Trong trường hợp thời gian can
thiệp thị trường nhỏ hơn 24 giờ:
a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện sử dụng bản chào giá hợp lệ để xác định giá điện năng thị
trường theo quy định tại Điều 67 và lượng
công suất thanh toán theo quy định tại Điều 68 Thông tư
này;
b) Trong trường hợp tổ máy không có
bản chào giá hợp lệ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng
giá sàn cho phần sản lượng hợp đồng giờ và giá trần bản chào cho sản lượng
ngoài hợp đồng để lập lịch tính giá điện năng thị trường và lịch công suất cho
chu kỳ giao dịch đó.
2. Trong trường hợp thời gian can thiệp
thị trường lớn hơn hoặc bằng 24 giờ, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện không có trách nhiệm thực hiện tính toán giá điện năng thị trường
và công suất thanh toán cho khoảng thời gian thị trường bị can thiệp.
Mục 3: THANH
TOÁN CHO ĐƠN VỊ PHÁT ĐIỆN GIAO DỊCH TRỰC TIẾP
Điều 70. Sản
lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường điện
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm tính toán các thành phần sản lượng điện năng của
nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch phục vụ thanh toán trong thị trường điện,
bao gồm:
a) Sản lượng điện năng thanh toán theo
giá chào đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị trường
(Qbp);
b) Sản lượng điện năng phát tăng thêm
(Qcon);
c) Sản lượng điện năng phát sai khác
so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ (Qdu);
d) Sản lượng điện năng thanh toán theo
giá điện năng thị trường (Qsmp).
2. Sản lượng điện năng phát sai khác
so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ (Qdu) của nhà máy điện trong chu kỳ
giao dịch được xác định theo trình tự sau:
a) Xác định sản lượng huy động theo
lệnh điều độ
Sản lượng huy động theo lệnh điều độ
là sản lượng tại đầu cực máy phát được tính toán căn cứ theo lệnh điều độ huy
động tổ máy của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, căn cứ vào
công suất theo lệnh điều độ và tốc độ tăng giảm tải của tổ máy phát điện. Sản
lượng huy động theo lệnh điều độ được xác định theo công thức sau:

Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch thứ i;
J: Số lần thay đổi lệnh điều độ trong
chu kỳ giao dịch i;
: Thời điểm lần thứ j trong chu kỳ giao dịch
i Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có lệnh điều độ thay đổi
công suất của tổ máy phát điện (phút);
: Thời điểm tổ máy đạt được mức công suất do
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có lệnh điều độ tại thời điểm
(phút);
: Sản lượng huy động theo lệnh điều độ tính
tại đầu cực máy phát xác định cho chu kỳ giao dịch i;
: Công suất do Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện lệnh điều độ cho tổ máy phát điện tại thời điểm
;
: Công suất tổ máy đạt được tại thời điểm
.
Khoảng thời gian từ thời điểm lệnh điều
độ
công
suất
đến
thời điểm
mà
tổ máy phát điện đạt được công suất
được xác định như sau:

Trong đó:
a: Tốc độ tăng giảm tải của tổ máy
đăng ký trong bản chào giá lập lịch (MW/phút).
Tốc độ tăng giảm tải của tổ máy đăng
ký trong bản chào giá lập lịch phải phù hợp với tốc độ tăng giảm tải được công
bố trong hợp đồng mua bán điện. Trong trường hợp hợp đồng mua bán điện không có
tốc độ tăng giảm tải hoặc tốc độ tăng giảm tải trong hợp đồng có sự sai khác
với thực tế, Đơn vị phát điện có trách nhiệm xác định các số liệu này theo kết
quả thí nghiệm hoặc tổng hợp từ thực tế vận hành của tổ máy và ký kết bổ sung
phụ lục hợp đồng về đặc tính kỹ thuật này với Đơn vị mua buôn duy nhất để làm
căn cứ thanh toán;
b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm tính toán quy đổi sản lượng huy động theo lệnh điều
độ (Qddi j ) về vị trí đo đếm;
c) Sản lượng điện năng phát sai khác
so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ được xác định theo công thức sau:

Trong đó:
: Sản lượng điện năng phát sai khác so với
sản lượng huy động theo lệnh điều độ được quy đổi về vị trí đo đếm cho chu kỳ
giao dịch i;
: Sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện
trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng huy động theo lệnh điều độ được
quy đổi về vị trí đo đếm cho chu kỳ giao dịch i.
d) Trường hợp tổ máy nhiệt điện trong
quá trình khởi động hoặc quá trình dừng máy (không phải do sự cố) thì sản lượng
Qdu này bằng không (Qdui = 0). Nếu tổ máy này có ràng buộc kỹ thuật, gây ảnh
hưởng đến công suất phát của các tổ máy khác của nhà máy thì các tổ máy bị ảnh
hưởng này cũng không tính sản lượng Qdu (Qdui = 0);
đ) Để tăng tính chính
xác trong việc xác định thành phần Qdu, các công tơ đo đếm đầu cực tổ máy và
các công tơ lắp tại các điểm đo đếm tự dùng của tổ máy (nếu có) được ưu tiên sử
dụng để xác định sản lượng thực phát đầu cực của các tổ máy phát điện để so
sánh với việc tuân thủ lệnh điều độ theo hệ thống quản lý mệnh lệnh điều độ
(DIM);
e) Sai số điện năng điều độ cho phép
tại đầu cực đối với các tổ máy có công suất lắp đặt dưới 100 MW là 5%, đối với
các tổ máy có công suất lắp đặt từ 100 MW trở lên là 3% nhưng trong mọi trường
hợp không nhỏ hơn 1,5 MW. Trường hợp sản lượng
nằm trong giới hạn sai số cho phép
thì phần sản lượng này bằng không (
= 0).
3. Sản lượng điện năng thanh toán theo
giá chào đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào lớn hơn giá trần thị trường
trong chu kỳ giao dịch được xác định như sau:
a) Xác định các tổ máy có giá chào cao
hơn giá trần thị trường được xếp lịch tính giá thị trường cho chu kỳ giao dịch
i và vị trí đo đếm của tổ máy đó;
b) Tính toán sản lượng điện năng thanh
toán theo giá chào tại từng vị trí đo đếm xác định tại Điểm a Khoản này theo
công thức sau:
nếu
và
≥ 0
nếu
và
< 0
nếu 
Trong đó:
i: Chu kỳ giao dịch thứ i;
j: Điểm đo đếm thứ j của nhà máy nhiệt
điện, xác định tại Điểm a Khoản này;
: Sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào
tại vị trí đo đếm j trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng điện năng đo đếm tại vị trí đo
đếm j trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng điện năng ứng với lượng công suất
có giá chào thấp hơn hoặc bằng giá trần thị trường trong chu kỳ giao dịch i của
các tổ máy có đấu nối vào vị trí đo đếm j và được quy đổi về vị trí đo đếm đó
(kWh);
: Sản lượng điện năng ứng với lượng công suất
có giá chào cao hơn giá trần thị trường và được xếp trong lịch tính giá thị
trường trong chu kỳ giao dịch i của các tổ máy có đấu nối vào vị trí đo đếm j
và được quy đổi về vị trí đo đếm đó (kWh);
: Sản lượng điện năng phát sai khác so với
sản lượng huy động theo lệnh điều độ của tổ máy có đấu nối vào vị trí đo đếm j
và được quy đổi về vị trí đo đếm đó (kWh).
c) Tính toán sản lượng điện năng thanh
toán theo giá chào cho nhà máy điện theo công thức sau:

Trong đó:
j: Điểm đo đếm thứ j của nhà máy nhiệt
điện, xác định tại điểm a Khoản này;
J: Tổng số các điểm đo đếm của nhà máy
điện có tổ máy chào cao hơn giá trần thị trường và được xếp lịch tính giá thị
trường;
: Sản lượng điện năng thanh toán theo giá
chào của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng điện năng thanh toán theo giá
chào tại vị trí đo đếm j trong chu kỳ giao dịch i (kWh).
4. Sản lượng điện năng phát tăng thêm
của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo trình tự sau:
a) Tính toán sản lượng điện năng phát
tăng thêm trong chu kỳ giao dịch tại đầu cực của tổ máy theo công thức sau:
Trường hợp Qdu > 0:
Trường hợp Qdu ≤ 0:

Trong đó:
: Sản lượng điện năng phát tăng thêm của tổ
máy tính tại đầu cực trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng đo đếm thanh toán của tổ máy g
trong chu kỳ giao dịch i quy đổi về đầu cực tổ máy (kWh);
i: Chu kỳ giao dịch thứ i;
J: Số lần thay đổi lệnh điều độ do
ràng buộc trong chu kỳ giao dịch i;
: Thời điểm lần thứ j trong chu kỳ giao dịch
i Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có lệnh điều độ thay đổi
công suất của tổ máy phát điện do ràng buộc (phút). Trường hợp tại thời điểm
này mà công suất của tổ máy phát điện thấp hơn
thì
được xác định là thời điểm tổ máy
đạt công suất
;
: Thời điểm tổ máy đạt được mức công suất do
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có lệnh điều độ tại thời điểm
(phút); Trường
hợp tại thời điểm này mà công suất của tổ máy phát điện thấp hơn
thì
được xác định là thời điểm
tổ máy đạt công suất
;
: Công suất của tổ máy được xếp trong lịch
tính giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i (kW);
: Công suất do Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện lệnh điều độ cho tổ máy phát điện tại thời điểm
. Trường hợp công
suất này nhỏ hơn
thì công suất này được tính bằng
;
: Công suất tổ máy đạt được tại thời điểm
;
: Sản lượng điện năng phát sai khác so với
sản lượng huy động theo lệnh điều độ quy đổi về đầu cực máy phát.
Khoảng thời gian từ thời điểm lệnh điều
độ
công
suất
đến
thời điểm
mà
tổ máy phát điện đạt được công suất
được xác định như sau:

Trong đó:
a: Tốc độ tăng giảm tải của tổ máy
đăng ký trong bản chào giá lập lịch (MW/phút).
b) Xác định sản lượng điện năng phát
tăng thêm trong chu kỳ giao dịch của tổ máy,
, bằng cách quy đổi sản lượng
từ vị trí đầu cực tổ máy
về vị trí đo đếm. Trường hợp tổ máy nhiệt điện trong quá trình khởi động hoặc
quá trình dừng máy (không phải do sự cố) thì
bằng 0;
c) Tính toán sản lượng điện năng phát
tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i theo công thức sau:

Trong đó:
: Tổng sản lượng phát tăng thêm của nhà máy
điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
g: Tổ máy phát tăng thêm của nhà máy
điện trong chu kỳ giao dịch i;
G: Tổng số tổ máy phát tăng thêm của
nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
: Sản lượng phát tăng thêm của tổ máy g trong
chu kỳ giao dịch i (kWh).
5. Sản lượng điện năng thanh toán theo
giá điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i được xác
định theo công thức sau:
a) Trường hợp sản lượng điện năng phát
sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ dương (
> 0):

b) Trường hợp sản lượng điện năng phát
sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ âm (
< 0):

Trong đó:
: Sản lượng điện năng thanh toán theo giá
điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện
trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng điện được thanh toán theo giá
chào trong chu kỳ giao dịch i đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn
giá trần thị trường (kWh);
: Sản lượng điện năng phát tăng thêm của nhà
máy điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
: Sản lượng điện năng phát sai khác so với
sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i.
Điều 71. Điều
chỉnh sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường điện
1. Các thành phần sản lượng điện năng
phục vụ thanh toán trong thị trường được điều chỉnh trong các trường hợp sau:
a) Trường hợp trong chu kỳ giao dịch i
sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện nhỏ hơn hoặc bằng sản lượng điện
hợp đồng giờ (
≤
);
b) Trường hợp trong chu kỳ giao dịch i
sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện lớn hơn sản lượng điện hợp đồng giờ
của nhà máy điện (
>
) đồng thời sản lượng điện năng thanh toán
theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện nhỏ hơn sản lượng hợp đồng giờ (
<
).
2. Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán điều chỉnh
lại các thành phần sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường
trong các chu kỳ giao dịch quy định tại Khoản 1 Điều 68 Thông tư
này căn cứ vào các thành phần sản lượng sau:
a) Sản lượng điện hợp đồng giờ của nhà
máy điện trong chu kỳ giao dịch i (
) được xác định theo quy định tại Điều
37 Thông tư này;
b) Sản lượng điện năng thanh toán theo
giá điện năng thị trường (Qsmpi) của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i được
xác định theo quy định tại Khoản 5 Điều 68 Thông tư này;
c) Sản lượng điện năng đo đếm của nhà
máy điện trong chu kỳ giao dịch i (
).
3. Nguyên tắc điều chỉnh
a) Trong trường hợp quy định tại Điểm a
Khoản 1 Điều này, sản lượng điện năng phát tăng thêm (Qconi) và sản lượng
điện năng thanh toán theo giá chào đối với nhà máy có giá chào cao hơn giá trần
thị trường (Qbpi) được điều chỉnh trong chu kỳ giao dịch này bằng không (Qconi
= 0; Qbpi = 0);
b) Trong trường hợp
quy định tại Điểm b Khoản 1 Điều này, các sản lượng điện năng phục vụ thanh
toán trong thị trường điện được điều chỉnh theo nguyên tắc đảm bảo không được
làm thay đổi sản lượng điện năng đo đếm trong chu kỳ giao dịch này và theo quy
định tại Quy trình lập lịch huy động các tổ máy phát điện, vận hành thời gian
thực và tính toán thanh toán trong thị trường điện do Cục Điều tiết điện lực
ban hành.
Điều 72.
Thanh toán điện năng thị trường
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm tính toán tổng các khoản thanh toán điện năng
thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán theo công thức sau:

Trong đó:
Rg: Tổng các khoản thanh toán điện
năng thị trường trong chu kỳ thanh toán (đồng);
Rsmp: Khoản thanh toán cho phần sản
lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường trong chu kỳ thanh toán
(đồng);
Rbp: Khoản thanh toán cho phần sản
lượng được thanh toán theo giá chào đối với các nhà máy nhiệt điện có giá chào
lớn hơn giá trần thị trường trong chu kỳ thanh toán (đồng);
: Khoản thanh toán cho phần sản lượng điện
năng phát tăng thêm trong chu kỳ thanh toán (đồng);
Rdu: Khoản thanh toán cho phần sản
lượng điện năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh độ trong chu
kỳ thanh toán (đồng).
2. Khoản thanh toán cho phần sản lượng
được thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ
thanh toán được xác định theo trình tự sau:
a) Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch
theo công thức sau:

Trong đó:
: Khoản thanh toán cho phần sản lượng được
thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện của chu kỳ giao dịch
i trong chu kỳ thanh toán (đồng);
SMPi : Giá điện năng thị trường của
chu kỳ giao dịch i trong chu kỳ thanh toán (đồng/kWh);
: Sản lượng điện năng được thanh toán theo
giá điện năng thị trường của chu kỳ giao dịch i trong chu kỳ thanh toán (kWh).
b) Tính toán cho chu kỳ thanh toán
theo công thức sau:

Trong đó:
: Khoản thanh toán cho phần sản lượng được
thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện trong chu kỳ thanh
toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong chu kỳ
thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch của chu kỳ
thanh toán;
: Khoản thanh toán cho phần sản lượng được
thanh toán theo giá điện năng thị trường của nhà máy điện của chu kỳ giao dịch
i (đồng).
3. Khoản thanh toán cho phần sản lượng
được thanh toán theo giá chào đối với nhà máy nhiệt điện có giá chào lớn hơn
giá trần thị trường trong chu kỳ thanh toán được xác định theo trình tự sau:
a) Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch
theo công thức sau:

Trong đó:
: Khoản thanh toán cho phần điện năng chào
cao hơn giá trần của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
j: Dải chào thứ j trong bản chào giá
của các tổ máy thuộc nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị trường
và được sắp xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường;
J: Tổng số dải chào trong bản chào giá
của nhà máy nhiệt điện có giá chào cao hơn giá trần thị trường và được sắp xếp
trong lịch tính giá điện năng thị trường;
: Giá chào tương ứng với dải chào j trong bản
chào của các tổ máy của nhà máy nhiệt điện g trong chu kỳ giao dịch i
(đồng/kWh);
: Mức giá chào cao nhất trong các dải chào
được sắp xếp trong lịch tính giá điện năng thị trường của nhà máy nhiệt điện
trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
: Tổng công suất được chào với mức giá
trong bản chào
của nhà máy nhiệt điện được huy động trong chu kỳ giao dịch i và quy đổi về vị
trí đo đếm (kWh);
: Tổng sản lượng điện năng có giá chào cao
hơn giá trần thị trường của nhà máy nhiệt điện trong chu kỳ giao dịch i (kWh).
b) Tính toán cho chu kỳ thanh toán
theo công thức sau:

Trong đó:
: Khoản thanh toán cho phần điện năng chào
cao hơn giá trần của nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch i trong đó nhà máy
điện được huy động với mức giá chào cao hơn giá trần;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong đó
nhà máy điện được huy động với mức giá chào cao hơn giá trần;
: Khoản thanh toán cho phần điện năng chào
cao hơn giá trần của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
4. Khoản thanh toán cho sản lượng điện
năng phát tăng thêm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch được xác định theo
trình tự sau:
a) Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch
theo công thức sau:

Trong đó:
: Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng
phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
g: Tổ máy phát tăng thêm của nhà máy
điện trong chu kỳ giao dịch i;
G: Tổng số tổ máy phát tăng thêm của
nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
: Điện năng phát tăng thêm của tổ máy g trong
chu kỳ giao dịch i, (kWh);
: Giá chào cao nhất tương ứng với dải công
suất phát tăng thêm của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh). Đối với
các nhà máy thuỷ điện nếu giá chào này lớn hơn giá trần thị trường điện thì lấy
bằng giá trần thị trường điện.
b) Tính toán cho chu kỳ thanh toán
theo công thức sau:

Trong đó:
Rcon: Khoản thanh toán cho sản lượng
điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch thứ i của chu kỳ
thanh toán trong đó nhà máy điện phải phát tăng thêm theo lệnh điều độ;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch của của
chu kỳ thanh toán trong đó nhà máy điện phải phát tăng thêm theo lệnh điều độ;
Rconi : Khoản thanh toán cho sản lượng
điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
5. Trường hợp nhà máy thuỷ điện được
huy động do điều kiện ràng buộc phải phát và có giá chào cao hơn giá trần thị
trường hoặc được huy động công suất với dải chào giá cao hơn giá trần thị
trường thì nhà máy được thanh toán cho phần sản lượng phát tương ứng trong chu
kỳ đó bằng giá trần thị trường.
6. Khoản thanh toán cho sản lượng điện
năng phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh độ của nhà máy điện
trong chu kỳ giao dịch.
a) Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch
theo công thức sau:
- Trường hợp sản lượng điện năng phát
tăng thêm so với lệnh điều độ:

Trong đó:
: Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng
phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
g: Tổ máy phát tăng thêm so với lệnh điều
độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
G: Tổng số tổ máy phát tăng thêm so
với lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
: Điện năng phát tăng thêm so với lệnh điều
độ của tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i, (kWh);
: Giá chào thấp nhất của tất cả các tổ máy
trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).
- Trường hợp sản lượng điện năng phát
giảm so với lệnh điều độ:

Trong đó:
: Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng
phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
g: Tổ máy phát giảm so với lệnh điều
độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
G: Tổng số tổ máy phát giảm so với
lệnh điều độ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i;
: Điện năng phát giảm so với lệnh điều độ của
tổ máy g trong chu kỳ giao dịch i(kWh);
SMPi : Giá điện năng thị trường trong
chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
Pbpi,max: Giá điện năng của tổ máy đắt
nhất được thanh toán trong chu kỳ giao dịch i.
b) Tính toán cho chu kỳ thanh toán
theo công thức sau:

Trong đó:
: Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng
phát sai khác so với lệnh điều độ trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch thứ i của chu kỳ
thanh toán trong đó nhà máy nhiệt điện đã phát sai khác so với lệnh điều độ;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch của của
chu kỳ thanh toán trong đó nhà máy nhiệt điện đã phát sai khác so với lệnh điều
độ;
: Khoản thanh toán cho sản lượng điện năng
phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh độ trong chu kỳ giao dịch i
(đồng).
Điều 73.
Thanh toán công suất thị trường
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán công suất thị trường cho
nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán theo trình tự sau:
1. Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch
theo công thức sau:

Trong đó:
: Khoản thanh toán công suất cho nhà máy điện
trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
g: Tổ máy của nhà máy điện được thanh
toán theo giá công suất;
G: Tổng số các tổ máy của nhà máy điện
được thanh toán theo giá công suất;
: Giá công suất thị trường trong chu kỳ giao
dịch i (đồng/kW);
: Lượng công suất thanh toán của tổ máy g
trong chu kỳ giao dịch i quy đổi về vị trí đo đếm (kW).
2. Tính toán cho chu kỳ thanh toán
theo công thức sau:

Trong đó:
Rcan: Khoản thanh toán công suất cho
nhà máy điện trong chu kỳ thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong chu kỳ
thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong chu
kỳ thanh toán;
Rcani : Khoản thanh toán công suất cho
nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng).
Điều 74. Khoản
thanh toán theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác
Căn cứ vào giá điện năng thị trường và
giá công suất thị trường do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
công bố, Đơn vị phát điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán theo hợp
đồng mua bán điện dạng sai khác trong chu kỳ thanh toán theo trình tự sau:
Tính toán cho từng chu kỳ giao dịch
theo công thức sau:

Trong đó:
: Khoản thanh toán sai khác trong chu kỳ giao
dịch i (đồng);
: Sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp
đồng trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Pc: Giá hợp đồng mua bán
điện dạng sai khác (đồng/kWh). Đối với các nhà máy thuỷ điện giá hợp đồng này
chưa bao gồm thuế tài nguyên nước và phí môi trường rừng;
SMPi: Giá điện năng thị
trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
CANi: Giá công suất thị
trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).
Tính toán cho chu kỳ thanh toán theo
công thức sau:

Trong đó:
Rc: Khoản thanh toán sai khác trong
chu kỳ thanh toán (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch thứ i của chu kỳ
thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch của chu kỳ
thanh toán;
: Khoản thanh toán sai khác trong chu kỳ giao
dịch i (đồng).
Điều 75.
Thanh toán khi can thiệp vào thị trường điện
1. Trường hợp thời gian can thiệp thị
trường nhỏ hơn 24 giờ, Đơn vị phát điện được nhận các khoản thanh toán quy định
tại Điều 72, Điều 73 và Điều 74 theo giá
điện năng thị trường và lượng công suất thanh toán xác định tại Điều 69 Thông tư
này.
2. Trường hợp thời gian can thiệp thị
trường lớn hơn hoặc bằng 24 giờ, Đơn vị phát điện được thanh toán theo giá hợp
đồng cho toàn bộ sản lượng điện năng đo đếm.
Điều 76.
Thanh toán khi dừng thị trường điện
Trong thời gian dừng thị trường điện,
Đơn vị phát điện được thanh toán theo giá hợp đồng cho toàn bộ sản lượng điện
năng đo đếm.
Mục 4: THANH
TOÁN DỊCH VỤ PHỤ TRỢ VÀ THANH TOÁN KHÁC
Điều 77.
Thanh toán cho dịch vụ dự phòng quay và dịch vụ điều tần
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán cho Đơn vị phát điện cung
cấp dịch vụ dự phòng quay và dịch vụ điều tần theo quy định của Bộ Công Thương.
Điều 78.
Thanh toán cho dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, dịch vụ dự phòng nguội, dịch
vụ vận hành phải phát do ràng buộc an ninh hệ thống điện, dịch vụ điều chỉnh
điện áp và khởi động đen
Đơn vị cung cấp dịch vụ dự phòng khởi
động nhanh, dịch vụ dự phòng nguội, dịch vụ vận hành phải phát do ràng buộc an
ninh hệ thống điện, dịch vụ điều chỉnh điện áp và khởi động đen được thanh toán
theo hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ theo mẫu do Bộ Công Thương ban hành.
Điều 79.
Thanh toán cho các nhà máy thuỷ điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày
1. Tính toán thanh toán doanh thu từng
chu kỳ giao dịch cho các nhà máy có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày theo công
thức sau:
Rgi = Pc × (Qhci
× α) + (CANi + SMPi) × (Qhci ×(1 - α)) + Rdui
Trong đó:
Rgi: Khoản thanh toán cho
nhà máy có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
Pc: Giá hợp đồng mua bán điện
(đồng/kWh);
Qhci: Sản lượng điện hiệu
chỉnh trong chu kỳ giao dịch i (kWh) được xác định như sau:
- Trường hợp Qdui > 0,
Qhci = Qmi - Qdui;
- Trường hợp Qdui ≤ 0, Qhci
= Qmi.
Qmi: Sản lượng điện năng
tại vị trí đo đếm trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Qdui: Sản lượng điện năng
phát sai khác so với mệnh lệnh điều độ (kWh) trong chu kỳ giao dịch i.
Rdui: Thanh
toán cho sản lượng điện phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều
độ trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
SMPi: Giá điện năng thị
trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
CANi: Giá công suất thị
trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
α: Tỷ lệ sản lượng điện năng thanh
toán theo giá hợp đồng cho các nhà máy thủy điện có hồ điều tiết dưới 02 ngày
do Cục Điều tiết điện lực quy định.
Đơn vị phát điện có trách nhiệm tính
toán khoản thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện (Pc × Qhci ×
α). Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán
các khoản thanh toán còn lại.
2. Thanh toán cho chu kỳ thanh toán
theo công thức sau:

Trong đó:
: Khoản thanh toán cho nhà máy có hồ chứa điều
tiết dưới 02 ngày (đồng);
i: Chu kỳ giao dịch thứ i cuả chu kỳ
thanh toán;
I: Tổng số chu kỳ giao dịch của chu kỳ
thanh toán;
Rgi: Khoản thanh toán cho
nhà máy có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày trong chu kỳ giao dịch i (đồng);
Điều 80. Thanh
toán khác
1. Đơn vị phát điện có tổ máy phát
hoặc nhận công suất phản kháng trong chế độ chạy bù đồng bộ được thanh toán cho
lượng điện năng hữu công nhận từ lưới điện theo quy định tại hợp đồng mua bán
điện.
2. Trường hợp sản lượng đo đếm điện
năng tháng do Đơn vị quản lý số liệu đo đếm cung cấp theo quy định tại Khoản 2 Điều 65 có sai
khác so với tổng điện năng đo đếm các ngày trong tháng do Đơn vị quản lý số
liệu đo đếm cung cấp theo quy định tại Khoản 1 Điều 65 Thông tư
này, phần điện năng chênh lệch được thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện
đã ký giữa Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện.
3. Tổ máy nhiệt điện bị buộc phải
ngừng theo quy định tại Điểm đ Khoản 3 Điều 55 Thông tư
này hoặc phải ngừng 01 lò hơi để giảm công suất theo quy định tại Điểm b Khoản
3 Điều 55 Thông tư này
được thanh toán chi phí khởi động theo mức chi phí thỏa thuận giữa Đơn vị mua
buôn duy nhất và Đơn vị phát điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm xác nhận các sự kiện này đối với các tổ máy do Đơn vị phát
điện công bố để Đơn vị mua buôn duy nhất để làm căn cứ thanh toán chi phí khởi
động.
4. Trường
hợp tổ máy bị ràng buộc phải phát giảm công suất do vi phạm giới hạn nhiệt lưới
điện liên quan đến truyền tải trực tiếp công suất của nhà máy lên hệ thống mà
nguyên nhân không do lỗi của nhà máy dẫn đến không đảm bảo sản lượng hợp đồng
giờ thì sản lượng hợp đồng giờ trong các chu kỳ bị ràng buộc phải phát giảm
công suất áp dụng cho thanh toán trong thị trường điện của nhà máy được điều
chỉnh bằng sản lượng phát thực tế của nhà máy trong chu kỳ giao dịch đó. Đơn vị
phát điện và Đơn vị mua buôn duy nhất sửa đổi, bổ sung phụ lục sản lượng hợp
đồng tháng làm cơ sở cho việc thanh toán. Trường hợp tổ máy phải khởi động lại
thì được thanh toán chi phí khởi động theo mức chi phí thỏa thuận giữa Đơn vị
mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện.
5. Trường
hợp tổ máy bị ràng buộc phải phát giảm công suất hoặc ngừng máy do sửa chữa,
bảo dưỡng đường dây trực tiếp nối với nhà máy hoặc các đường dây liên quan dẫn
đến phải cắt điện đường dây trực tiếp nối với nhà máy dẫn đến không đảm bảo sản
lượng hợp đồng giờ thì sản lượng hợp đồng giờ trong các chu kỳ liên quan áp
dụng cho thanh toán trong thị trường điện của nhà máy được điều chỉnh bằng sản
lượng phát thực tế của nhà máy trong chu kỳ giao dịch đó. Đơn vị phát điện và
Đơn vị mua buôn duy nhất sửa đổi, bổ sung phụ lục sản lượng hợp đồng tháng làm
cơ sở cho việc thanh toán. Trường hợp tổ máy phải khởi động lại thì được thanh
toán chi phí khởi động theo mức chi phí thỏa thuận giữa Đơn vị mua buôn duy
nhất và Đơn vị phát điện.
6. Trường hợp nhà máy có tổ máy phát
điện thí nghiệm thì tách toàn bộ nhà máy đó ra khỏi thị trường điện trong các
chu kỳ chạy thí nghiệm. Toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong các
chu kỳ có thí nghiệm được thanh toán theo quy định tại hợp đồng mua bán điện đã
ký với Đơn vị mua buôn duy nhất tương ứng với cấu hình tổ máy và loại nhiên
liệu sử dụng.
7. Trường
hợp nhà máy điện tuabin khí phải dừng máy và khởi động lại theo yêu cầu của Đơn
vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện vì lý do an ninh hệ thống trong
thời gian tổ máy khả dụng chu trình đơn, vận hành với nhiên liệu hỗn hợp hoặc
không phải nhiên liệu chính thì nhà máy được thanh toán chi phí khởi động này
theo thỏa thuận giữa Đơn vị phát điện và Đơn vị mua buôn duy nhất.
8. Trường hợp các tổ máy nhiệt điện
tuabin khí có chung đuôi hơi có thời điểm vận hành chu trình đơn, vận hành với
nhiên liệu hỗn hợp hoặc không phải nhiên liệu chính theo yêu cầu của Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện để đảm bảo an ninh hệ thống điện thì các
chu kỳ giao dịch đó được thanh toán theo giá điện trong hợp đồng mua bán điện
đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất tương ứng với cấu hình tổ máy khi vận hành
chu trình đơn, vận hành với nhiên liệu hỗn hợp hoặc không phải nhiên liệu
chính.
9. Trường
hợp nhà máy điện tuabin khí tạm thời gián tiếp tham gia thị trường điện theo
yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để đảm bảo an ninh
hệ thống điện, toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy điện trong các chu kỳ
giao dịch có liên quan được thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện. Trong thời gian
tạm thời gián tiếp tham gia thị trường điện nếu nhà máy phải ngừng và khởi động
lại theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, nhà máy
được thanh toán chi phí khởi động theo mức chi phí thỏa thuận giữa Đơn vị mua
buôn duy nhất và Đơn vị phát điện.
10. Trường hợp tổ máy đã có kế hoạch
ngừng máy được phê duyệt nhưng vẫn phải phát công suất theo yêu cầu của Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện để đảm bảo an ninh hệ thống điện, thì
tách toàn bộ nhà máy đó ra thị trường điện trong khoảng thời gian phát công
suất theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Toàn bộ
sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong khoảng thời gian này được thanh toán
theo giá điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất.
11. Trường hợp nhà máy điện có tổ máy
phát điện tách lưới phát độc lập theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện, toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy điện trong các chu
kỳ giao dịch có liên quan được thanh toán theo giá điện trong hợp đồng mua bán
điện đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất.
12. Trường
hợp nhà máy điện có tổ máy phát điện tách khỏi hệ thống điện quốc gia và đấu
nối vào lưới điện mua từ nước ngoài, toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy
điện trong ngày giao dịch được thanh toán theo giá điện trong hợp đồng mua bán
điện đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất.
13. Trường hợp tổ máy thủy điện phải
phát công suất lớn hơn công suất công bố trong bản chào giá ngày tới theo yêu
cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện vì lý do an ninh hệ
thống, toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong khoảng thời gian này
được thanh toán theo giá điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký với Đơn vị mua
buôn duy nhất.
14. Trường
hợp nhà máy thủy điện tham gia điều chỉnh tần số cấp I theo yêu cầu của Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện, toàn bộ sản lượng phát điện của nhà
máy điện trong các chu kỳ liên quan được thanh toán theo cơ chế nhà máy thủy
điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày, không tính đến sản lượng điện năng phát
sai khác so với lệnh điều độ (Qdu=0). Các nhà máy thủy điện cùng nhóm nhà máy
thủy điện bậc thang (nếu có) của các nhà máy tham gia điều tần cấp I được thanh
toán theo cơ chế nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày, có xét
đến sản lượng điện năng phát sai khác so với lệnh điều độ.
Mục 5: TRÌNH
TỰ, THỦ TỤC THANH TOÁN
Điều 81. Số
liệu phục vụ tính toán thanh toán thị trường điện
Trước 9h00 ngày D+2, Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tổng hợp và cung cấp cho Đơn vị
mua buôn duy nhất và các đơn vị phát điện số liệu phục vụ việc tính toán thanh
toán cho từng nhà máy điện theo quy định tại Phụ lục 6 Thông tư này.
Điều 82. Bảng
kê thanh toán thị trường điện cho ngày giao dịch
1. Trước ngày D+4, Đơn vị vận hành hệ
thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và gửi cho Đơn vị mua buôn duy
nhất và các đơn vị phát điện bảng kê thanh toán thị trường điện sơ bộ cho ngày
giao dịch D qua trang thông tin điện tử thị trường điện theo mẫu quy định tại
Phụ lục 4 Thông tư này.
2. Trước ngày D+6, Đơn vị phát điện
trực tiếp giao dịch và Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm xác nhận bảng kê
thanh toán thị trường điện theo quy định trên trang thông tin điện tử thị
trường điện; thông báo lại cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
các sai sót trong bảng kê thanh toán thị trường điện sơ bộ (nếu có).
3. Ngày D+6, Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và gửi cho Đơn vị mua buôn duy nhất
và các đơn vị phát điện bảng kê thanh toán thị trường điện hoàn chỉnh cho ngày
D qua trang thông tin điện tử thị trường điện theo biểu mẫu tại Phụ lục 4 Thông
tư này. Đơn vị phát điện có trách nhiệm phát hành bảng kê thanh toán ngày và
đưa vào hồ sơ phục vụ công tác thanh toán cho chu kỳ thanh toán.
Điều 83. Bảng
kê thanh toán thị trường điện cho chu kỳ thanh toán
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm tổng hợp các số liệu thanh toán cho tất cả ngày
giao dịch trong chu kỳ thanh toán và kiểm tra, đối chiếu với biên bản tổng hợp
sản lượng điện năng do Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng cung cấp.
2. Trong thời hạn 10 ngày làm việc kể
từ ngày giao dịch cuối cùng của chu kỳ thanh toán, Đơn vị vận hành hệ thống
điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và phát hành bảng kê thanh toán thị
trường điện cho chu kỳ thanh toán.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm lập và phát hành bảng kê thanh toán thị trường
điện của chu kỳ thanh toán cho Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện.
4. Bảng kê thanh toán thị trường điện
cho chu kỳ thanh toán bao gồm bảng tổng hợp theo mẫu quy định tại Phụ lục 5 Thông
tư này và biên bản xác nhận chỉ số công tơ và sản lượng điện năng.
Điều 84. Hồ
sơ thanh toán điện năng
1. Đơn vị phát điện trực tiếp giao
dịch lập và gửi chứng từ thanh toán thị trường điện cho Đơn vị mua buôn duy
nhất căn cứ trên bảng kê thanh toán thị trường điện cho chu kỳ thanh toán.
2. Đơn vị phát điện lập và gửi chứng
từ thanh toán hợp đồng cho Đơn vị mua buôn duy nhất theo các quy định trong hợp
đồng mua bán điện đã ký giữa Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện.
3. Trước ngày 20 hàng tháng, Đơn vị
phát điện trực tiếp giao dịch lập và gửi hóa đơn thanh toán cho Đơn vị mua buôn
duy nhất. Hóa đơn thanh toán bao gồm các khoản thanh toán thị trường điện và
thanh toán hợp đồng trong chu kỳ thanh toán.
Điều 85. Hồ
sơ thanh toán cho hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ
Đơn vị phát điện có trách nhiệm lập hồ
sơ thanh toán dịch vụ phụ trợ theo hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ giữa Đơn
vị phát điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
Điều 86. Hiệu
chỉnh hóa đơn
1. Trong trường hợp hóa đơn có sai
sót, Đơn vị phát điện hoặc Đơn vị mua buôn duy nhất có quyền đề nghị xử lý theo
các quy định hiện hành có liên quan trong thời hạn 01 tháng kể từ ngày phát
hành. Các bên liên quan có trách nhiệm phối hợp xác định và thống nhất các khoản
thanh toán hiệu chỉnh.
2. Đơn vị phát điện có trách nhiệm bổ
sung khoản thanh toán hiệu chỉnh vào hóa đơn của chu kỳ thanh toán tiếp theo.
Điều 87.
Thanh toán
1. Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm thực hiện thanh toán
theo hoá đơn của Đơn vị phát điện, thời hạn thanh toán căn cứ theo quy định tại
hợp đồng mua bán điện đã ký kết giữa hai bên.
2. Đơn vị phát điện và Đơn vị mua buôn
duy nhất có trách nhiệm thống nhất phương thức thanh toán trong thị trường điện
phù hợp với quy định tại Thông tư này và các quy định có liên quan.
3. Trường hợp đến ngày 20 hàng tháng,
nếu Đơn vị phát điện chưa nhận được Bảng kê thanh toán thị trường điện mà
nguyên nhân không phải từ Đơn vị phát điện, Đơn vị phát điện có quyền lập, gửi
hồ sơ tạm và hóa đơn thanh toán căn cứ theo sản lượng điện phát và giá hợp đồng
mua bán điện. Sau khi bảng kê thanh toán thị trường điện được phát hành, phần
chênh lệch giữa giá trị tạm thanh toán và giá trị quyết toán sẽ được bù trừ vào
tháng kế tiếp.
Điều 88. Xử
lý các sai sót trong thanh toán
Trường hợp có thanh toán thừa hoặc
thiếu so với hóa đơn, các đơn vị liên quan xử lý các sai sót này theo quy định
trong hợp đồng mua bán điện hoặc hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ.
Chương VII
PHẦN
MỀM CHO HOẠT ĐỘNG CỦA THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều 89. Phần
mềm cho hoạt động của thị trường điện
1. Các phần mềm cho hoạt động của thị
trường điện bao gồm:
a) Mô hình mô phỏng thị trường;
b) Mô hình tính toán giá trị nước;
c) Phần mềm lập lịch huy động và điều
độ;
d) Phần mềm phục vụ tính toán thanh
toán;
đ) Các phần mềm khác phục vụ hoạt động
thị trường điện.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm xây dựng, phát triển và vận hành các phần mềm
phục vụ thị trường điện.
Điều 90. Yêu
cầu đối với phần mềm cho hoạt động của thị trường điện
1. Đảm bảo tính chính xác, độ tin cậy,
tính bảo mật và đáp ứng được các tiêu chuẩn do Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện xây dựng.
2. Có đầy đủ các hướng dẫn kỹ thuật,
quy trình vận hành kèm theo.
Điều 91. Xây
dựng và phát triển các phần mềm cho hoạt động của thị trường điện
1. Các phần mềm cho hoạt động thị
trường điện phải được xây dựng, phát triển để hỗ trợ thực hiện các tính toán và
giao dịch được quy định tại Thông tư này và các quy trình vận hành của thị
trường điện.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm
a) Xây dựng các tiêu chuẩn đối với các
phần mềm cho hoạt động của thị trường điện;
b) Thẩm định, kiểm tra khả năng đáp
ứng của phần mềm đối với các tiêu chuẩn quy định tại Điểm a Khoản này trước khi
áp dụng;
c) Công bố danh sách, các thuật toán
và quy trình sử dụng các phần mềm cho hoạt động của thị trường điện.
Điều 92. Kiểm
toán phần mềm
1. Các phần mềm phục vụ thị trường
phải được kiểm toán trong các trường hợp sau:
a) Trước khi thị trường điện chính
thức vận hành;
b) Trước khi đưa phần mềm mới vào sử
dụng;
c) Sau khi hiệu chỉnh, nâng cấp có ảnh
hưởng đến việc tính toán;
d) Kiểm toán định kỳ.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm đề xuất đơn vị kiểm toán độc lập có năng lực để
thực hiện kiểm toán, báo cáo Cục Điều tiết điện lực trước khi thực hiện.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm công bố kết quả kiểm toán cho các thành viên
tham gia thị trường điện.
Chương
VIII
HỆ
THỐNG THÔNG TIN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN VÀ QUY ĐỊNH VỀ CÔNG BỐ THÔNG TIN
Mục 1: HỆ
THỐNG THÔNG TIN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều 93. Cấu
trúc hệ thống thông tin thị trường điện
Hệ thống thông tin thị trường điện bao
gồm các thành phần cơ bản sau:
1. Hệ thống phần cứng và phần mềm phục
vụ quản lý và trao đổi thông tin thị trường điện.
2. Hệ thống cơ sở dữ liệu và lưu trữ.
3. Cổng
thông tin điện tử phục vụ thị trường điện, bao gồm cả trang thông tin điện tử
nội bộ và trang thông tin điện tử công cộng.
Điều 94. Quản
lý và vận hành hệ thống thông tin thị trường điện
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm xây dựng, quản lý và vận hành Hệ thống thông tin
thị trường điện.
2. Các thành viên tham gia thị trường
điện có trách nhiệm đầu tư các trang thiết bị trong phạm vi quản lý đáp ứng các
yêu cầu kỹ thuật do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quy định,
đảm bảo việc kết nối với Hệ thống thông tin thị trường điện.
3. Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện
năng có trách nhiệm phát triển, quản lý và vận hành mạng đường truyền kết nối
giữa Hệ thống thông tin thị trường điện của Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện với các thiết bị của các thành viên tham gia thị trường điện.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện chỉ được vận hành hoặc thay đổi Hệ thống thông tin thị trường
điện hiện có sau khi đã nghiệm thu hoàn chỉnh và được Cục Điều tiết điện lực
thông qua.
5. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm trang bị thiết bị dự phòng cho hệ thống thông
tin thị trường để đảm bảo có thể thu thập, truyền và công bố thông tin thị
trường trong trường hợp Hệ thống thông tin thị trường điện chính bị sự cố hoặc
không thể vận hành.
Mục 2: QUẢN
LÝ VÀ CÔNG BỐ THÔNG TIN THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều 95. Cung
cấp và công bố thông tin thị trường điện
1. Đơn vị phát điện, Đơn vị mua buôn
duy nhất, Đơn vị truyền tải điện và Đơn vị quản lý số liệu đo đếm điện năng có
trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các
thông tin, số liệu phục vụ lập kế hoạch vận hành, lập lịch huy động và tính
toán thanh toán theo quy định tại Thông tư này qua cổng thông tin điện tử của
Hệ thống thông tin thị trường điện.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm cung cấp và công bố thông tin, số liệu và các
báo cáo vận hành thị trường điện cho các thành viên tham gia thị trường điện
theo quy định tại Thông tư này qua cổng thông tin điện tử của Hệ thống thông
tin thị trường điện.
3. Mức độ phân quyền truy cập thông
tin được xác định theo chức năng của các đơn vị và được quy định tại Quy
trình quản lý vận hành hệ thống công nghệ thông tin điều hành thị trường điện
và công bố thông tin thị trường điện do Cục Điều tiết điện lực ban hành.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm công bố công khai trên trang thông tin điện tử
công cộng các thông tin sau:
a) Thông tin về các thành viên tham
gia thị trường điện;
b) Dữ liệu về phụ tải hệ thống;
c) Số liệu thống kê về giá thị trường;
d) Các thông tin khác được quy định
trong Quy trình quản lý vận hành hệ thống công nghệ thông tin điều hành thị
trường điện và công bố thông tin thị trường điện do Cục Điều tiết điện lực ban
hành.
Điều 96. Trách
nhiệm đảm bảo tính chính xác của thông tin thị trường điện
1. Thành viên tham gia thị trường có
trách nhiệm đảm bảo tính chính xác và đầy đủ của thông tin thị trường điện tại
thời điểm cung cấp.
2. Trường hợp phát hiện các thông tin
đã cung cấp, công bố không chính xác và đầy đủ, thành viên tham gia thị trường
có trách nhiệm cải chính và cung cấp lại thông tin chính xác cho đơn vị có liên
quan.
Điều 97. Bảo
mật thông tin thị trường điện
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện không được tiết lộ các thông tin do thành viên tham gia thị
trường điện cung cấp, bao gồm:
a) Thông tin về hợp đồng mua bán điện;
b) Bản chào giá của Đơn vị phát điện
trước khi kết thúc ngày giao dịch;
c) Các thông tin khác ngoài thẩm
quyền.
2. Thành viên tham gia thị trường điện
không được tiết lộ các thông tin ngoài phạm vi được phân quyền cung cấp và công
bố.
Điều 98. Các
trường hợp miễn trừ bảo mật thông tin
1. Cung cấp thông tin theo yêu cầu của
Cục Điều tiết điện lực hoặc cơ quan có thẩm quyền theo quy định của pháp luật.
2. Các thông tin tự tổng hợp, phân
tích từ các thông tin công bố trên thị trường điện, không phải do các thành
viên tham gia thị trường điện khác cung cấp sai quy định tại Điều 97 Thông tư
này.
Điều 99. Lưu
trữ thông tin thị trường điện
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm lưu lại toàn bộ hoạt động trao đổi thông tin được
thực hiện qua Hệ thống thông tin thị trường điện. Thời hạn lưu trữ thông tin ít
nhất là 05 năm.
Mục 3: BÁO
CÁO VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN
Điều 100. Công
bố thông tin vận hành thị trường điện
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị
trường điện có trách nhiệm định kỳ lập và công bố thông tin vận hành thị trường
điện được quy định tại Quy trình vận hành hệ thống thông tin thị trường điện do
Cục Điều tiết điện lực ban hành, cụ thể như sau:
1. Trước 15h00 hàng ngày, lập và công
bố báo cáo vận hành thị trường điện ngày hôm trước.
2. Trước 16h00 thứ Ba
hàng tuần, lập và công bố báo cáo vận hành thị trường điện tuần trước.
3. Trước
ngày 10 hàng tháng, lập và công bố báo cáo vận hành thị trường điện tháng
trước.
4. Trước ngày 31 tháng 01 hàng năm,
lập và công bố báo cáo vận hành thị trường điện năm trước.
Điều 101. Chế
độ báo cáo vận hành thị trường điện
1. Trước ngày 10 hàng tháng, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi Cục Điều tiết điện
lực báo cáo vận hành hệ thống điện và thị trường điện của tháng trước theo mẫu
do Cục Điều tiết điện lực quy định.
2. Trước ngày 31 tháng 01 hàng năm,
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi Cục Điều
tiết điện lực các báo cáo vận hành hệ thống điện và thị trường điện của năm
trước theo mẫu do Cục Điều tiết điện lực quy định.
3. Trong thời hạn 24 giờ kể từ khi kết
thúc can thiệp thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực về việc can thiệp thị trường
điện.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm báo cáo đột xuất về vận hành hệ thống điện, thị
trường điện theo yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực.
Điều 102. Kiểm
toán số liệu và tuân thủ trong thị trường điện
1. Kiểm toán định kỳ
Trước ngày 31 tháng 3 hàng năm, Đơn vị
vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tổ chức thực hiện và
hoàn thành việc kiểm toán số liệu và sự tuân thủ thị trường điện của năm trước.
Nội dung kiểm toán hàng năm bao gồm:
a) Kiểm toán số liệu, quá trình thực
hiện tính toán của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện trong thị
trường điện, bao gồm:
- Số liệu cho quá trình tính toán
trong thị trường điện;
- Các bước thực hiện tính toán;
- Kết quả tính toán.
b) Kiểm toán tuân thủ của Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện đối với các trình tự, thủ tục quy định
tại Thông tư này.
2. Kiểm toán đột xuất
Cục Điều tiết điện lực có quyền yêu
cầu Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tổ chức thực hiện kiểm
toán đột xuất theo các nội dung và phạm vi kiểm toán cụ thể trong các trường
hợp sau:
a) Khi phát hiện dấu hiệu bất thường
trong vận hành thị trường điện;
b) Theo đề nghị bằng văn bản của thành
viên tham gia thị trường điện trong đó nêu rõ nội dung và lý do hợp lý để yêu
cầu kiểm toán đột xuất.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện có trách nhiệm đề xuất đơn vị kiểm toán độc lập đủ năng lực
thực hiện các nội dung kiểm toán thị trường điện trình Cục Điều tiết điện lực
thông qua.
4. Các thành viên tham gia thị trường
điện có trách nhiệm hợp tác đầy đủ trong quá trình thực hiện kiểm toán thị
trường điện.
5. Chi phí kiểm toán
a) Do Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện chi trả trong các trường hợp kiểm toán quy định tại Khoản 1 và Điểm
a Khoản 2 Điều này;
b) Do đơn vị đề nghị kiểm toán chi trả
trong trường hợp kiểm toán quy định tại Điểm b Khoản 2 Điều này.
6. Trong thời hạn 10 ngày kể từ khi
kết thúc kiểm toán, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách
nhiệm gửi báo cáo kiểm toán cho Cục Điều tiết điện lực và các đơn vị liên quan.
Chương IX
GIẢI
QUYẾT TRANH CHẤP VÀ XỬ LÝ VI PHẠM
Mục 1: GIẢI
QUYẾT TRANH CHẤP
Điều 103. Trình
tự giải quyết tranh chấp trong thị trường điện
1. Các tranh chấp phát sinh trong thị
trường điện được giải quyết theo Quy định về trình tự, thủ tục giải quyết tranh
chấp trên thị trường điện lực do Bộ Công Thương ban hành.
2. Trước khi thực hiện giải quyết
tranh chấp theo quy định tại Khoản 1 Điều này, trong thời hạn 60 ngày kể từ
thời điểm phát sinh tranh chấp trong thị trường điện, các bên có trách nhiệm
tiến hành đàm phán để tự giải quyết tranh chấp theo một trong các hình thức sau:
a) Thương lượng;
b) Hòa giải.
Điều 104. Trách
nhiệm của các bên trong quá trình tự giải quyết tranh chấp
1. Thống nhất về hình thức tự giải
quyết tranh chấp, thời gian, địa điểm tiến hành đàm phán.
2. Cung cấp đầy đủ, trung thực, chính
xác những thông tin, tài liệu cần thiết liên quan đến nội dung tranh chấp.
3. Đưa ra chứng cứ hợp pháp để bảo vệ
quyền và lợi ích hợp pháp.
4. Tham gia quá trình đàm phán với
tinh thần thiện chí, hợp tác.
5. Trong quá trình tự giải quyết tranh
chấp, nếu phát hiện tranh chấp có dấu hiệu vi phạm quy định thị trường điện thì
bên phát hiện có trách nhiệm thông báo cho bên kia biết để dừng tự giải quyết
tranh chấp và báo cáo Cục Điều tiết điện lực.
Điều 105. Thông
báo tranh chấp và chuẩn bị đàm phán
1. Khi phát sinh tranh chấp, bên yêu
cầu có trách nhiệm thông báo bằng văn bản cho bên bị yêu cầu về việc tranh chấp
và yêu cầu giải quyết tranh chấp và gửi Cục Điều tiết điện lực 01 (một) bản để
báo cáo.
2. Trong thời hạn 15 ngày kể từ ngày
nhận được thông báo, các bên có trách nhiệm thống nhất về hình thức giải quyết
tranh chấp, nội dung cần giải quyết, thời gian và địa điểm đàm phán. Trường hợp
lựa chọn hình thức hoà giải thông qua trung gian, các bên có trách nhiệm thống
nhất về việc chọn người làm trung gian hoà giải. Các bên có quyền thoả thuận
thay đổi người trung gian hoà giải trước thời gian dự kiến hoà giải đã thống
nhất.
Điều 106. Tổ
chức tự giải quyết tranh chấp
1. Thương lượng
Các bên có trách nhiệm trao đổi, thoả
thuận về các nội dung cần giải quyết.
2. Hòa giải
a) Các bên có thể mời chuyên gia có
chuyên môn hoặc đề nghị Cục Điều tiết điện lực cử cán bộ làm trung gian hoà
giải và thống nhất về trách nhiệm của người trung gian hoà giải;
b) Các bên có trách nhiệm cung cấp cho
người trung gian hoà giải nội dung vụ việc tranh chấp, các thông tin, tài liệu
có liên quan đến vụ việc tranh chấp và các yêu cầu giải quyết của từng bên;
c) Các bên có thể nhất trí với phương
án giải quyết của người trung gian hoà giải; yêu cầu người trung gian hoà giải
sửa đổi, bổ sung phương án giải quyết đó hoặc tự thoả thuận để thống nhất
phương án giải quyết mới.
Điều 107. Biên
bản tự giải quyết tranh chấp
1. Sau khi kết thúc tự giải quyết
tranh chấp hoặc hết thời hạn tự giải quyết tranh chấp, các bên tranh chấp có
trách nhiệm lập Biên bản tự giải quyết tranh chấp bao gồm các nội dung sau:
a) Thời gian và địa điểm tiến hành tự
giải quyết tranh chấp;
b) Tên, địa chỉ các bên tham gia tự
giải quyết tranh chấp;
c) Tóm tắt nội dung tranh chấp;
d) Nội dung yêu cầu của các bên;
đ) Những nội dung đã được các bên thoả
thuận;
e) Những nội dung các bên không thoả
thuận được và lý do không thoả thuận được.
2. Trong thời hạn 05 ngày kể từ ngày
lập biên bản tự giải quyết tranh chấp, các bên có trách nhiệm gửi Cục Điều tiết
điện lực 01 (một) bản để báo cáo.
Điều 108. Giải
quyết tranh chấp tại Cục Điều tiết điện lực
1. Các bên có quyền gửi vụ việc lên
Cục Điều tiết điện lực để giải quyết tranh chấp trong các trường hợp sau:
a) Hết thời hạn tự giải quyết tranh chấp
quy định tại Khoản 2 Điều 103 Thông tư
này mà vụ việc tranh chấp hoà giải không thành hoặc không thể tổ chức tự giải
quyết tranh chấp được do một bên không tham gia tự giải quyết tranh chấp;
b) Một bên không thực hiện các nội
dung đã thoả thuận trong Biên bản tự giải quyết tranh chấp.
2. Sau khi nhận được hồ sơ đề nghị
giải quyết tranh chấp hợp lệ theo quy định, Cục Điều tiết điện lực có trách
nhiệm giải quyết tranh chấp theo trình tự, thủ tục quy định tại Quy
định về trình tự, thủ tục giải quyết tranh chấp trên thị trường điện lực do Bộ
Công Thương ban hành.
Mục 2: XỬ
LÝ VI PHẠM
Điều 109. Phát
hiện và trình báo vi phạm
1. Các hành vi vi phạm trong thị
trường điện bị phát hiện phải được trình báo Cục Điều tiết điện lực bằng văn
bản.
2. Nội dung trình báo hành vi vi phạm
bao gồm:
a) Ngày, tháng, năm trình báo;
b) Tên, địa chỉ tổ chức, cá nhân trình
báo;
c) Tên, địa chỉ tổ chức, cá nhân thực
hiện hành vi có dấu hiệu vi phạm;
d) Mô tả hành vi có dấu hiệu vi phạm;
đ) Thời gian, địa điểm xảy ra hành vi
có dấu hiệu vi phạm;
e) Lý do phát hiện hành vi có dấu hiệu
vi phạm (nếu có).
Điều 110. Xác
minh hành vi vi phạm
1. Trong thời hạn 05 ngày kể từ ngày
tiếp nhận vụ việc về hành vi có dấu hiệu phạm, Cục Điều tiết điện lực có trách
nhiệm thụ lý vụ việc. Trường hợp không thụ lý thì phải thông báo bằng văn bản
cho tổ chức, cá nhân trình báo.
2. Sau khi thụ lý vụ việc, Cục Điều
tiết điện lực có trách nhiệm tiến hành xác minh hành vi có dấu hiệu vi phạm. Trong
quá trình tiến hành xác minh hành vi vi phạm, Cục Điều tiết điện lực có quyền:
a) Yêu cầu đơn vị có dấu hiệu vi phạm,
các đơn vị liên quan cung cấp thông tin, tài liệu cần thiết phục vụ cho quá
trình xác minh;
b) Yêu cầu đơn vị có dấu hiệu vi phạm
giải trình;
c) Trưng cầu giám định, lấy ý kiến
chuyên gia hoặc ý kiến của cơ quan, đơn vị có liên quan;
d) Triệu tập đơn vị có dấu hiệu vi
phạm, các đơn vị bị ảnh hưởng do hành vi vi phạm để lấy ý kiến về hướng giải
quyết và khắc phục hành vi vi phạm.
3. Trong quá trình xác minh, Cục Điều
tiết điện lực có trách nhiệm giữ bí mật các thông tin, tài liệu được cung cấp
theo quy định về bảo mật thông tin quy định tại Thông tư này và các quy định
pháp luật khác liên quan đến bảo mật thông tin.
Điều 111. Lập
Biên bản vi phạm hành chính
1. Trong thời hạn 60 ngày làm việc kể
từ ngày tiến hành xác minh, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm kết thúc xác
minh và lập Biên bản vi phạm hành chính đối với hành vi vi phạm quy định vận
hành thị trường điện. Trường hợp vụ việc có nhiều tình tiết phức tạp, thời hạn
xác minh có thể kéo dài nhưng không quá 30 ngày làm việc kể từ ngày hết hạn xác
minh.
2. Biên bản vi phạm hành chính được
lập theo quy định về xử phạt vi phạm hành chính trong lĩnh vực điện lực.
3. Trường hợp kết quả xác minh cho
thấy hành vi bị trình báo không vi phạm quy định vận hành thị trường điện, Cục Điều
tiết điện lực dừng xác minh, thông báo cho tổ chức, cá nhân trình báo và cho tổ
chức, cá nhân bị xác minh.
Điều 112. Các
hình thức xử lý vi phạm
1. Đơn vị vi phạm phải chịu một trong
các hình thức, mức độ xử phạt đối với từng hành vi vi phạm theo quy định tại Điều 14 Nghị định số 134/2013/NĐ-CP ngày 17 tháng 10 năm 2013
quy định về xử phạt vi phạm hành chính trong lĩnh vực điện lực, an toàn đập
thủy điện, sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả.
2. Đối với nhà máy điện có hành vi vi
phạm quy định tại Khoản 1 Điều 8 Thông tư
này, ngoài bị xử phạt vi phạm hành chính theo quy định tại Khoản 1 Điều này còn
bị đình chỉ quyền tham gia thị trường điện.
Điều 113. Trình
tự, thủ tục đình chỉ quyền tham gia thị trường điện
1. Trường hợp nhà máy điện có hành vi
vi phạm quy định tại Khoản 1 Điều 8 Thông tư
này, trong thời hạn 05 (năm) ngày kể từ ngày ra Quyết định xử phạt vi phạm hành
chính hoặc kể từ ngày ra văn bản kết luận có hành vi vi phạm gây hậu quả nghiêm
trọng về đảm bảo an ninh cung cấp điện hoặc về tài chính cho các đơn vị khác
trong thị trường điện, Cục Điều tiết điện lực xem xét, ra quyết định đình chỉ
quyền tham gia thị trường điện đối với nhà máy điện có hành vi vi phạm và gửi
cho nhà máy điện vi phạm và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
2. Thời hạn hiệu lực của quyết định
đình chỉ quyền tham gia thị trường điện đối với nhà máy điện có hành vi vi phạm
không quá 01 (một) năm.
3. Trong thời hạn 01 ngày kể từ ngày
nhận được Quyết định đình chỉ quyền tham gia thị trường điện, Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố việc đình chỉ quyền
tham gia thị trường điện đối với nhà máy điện vi phạm.
4. Hết thời hạn quy định tại Khoản 2 Điều
này, nhà máy điện vẫn chưa khắc phục vi phạm, Cục Điều tiết điện lực có quyền
ra quyết định gia hạn đình chỉ quyền tham gia thị trường điện.
Chương X
TỔ
CHỨC THỰC HIỆN
Điều 114. Trách
nhiệm của Cục Điều tiết điện lực
1. Phổ biến, kiểm tra và giám sát việc
thực hiện Thông tư này.
2. Hướng dẫn hoặc trình Lãnh đạo Bộ
hướng dẫn thực hiện các nội dung mới phát sinh hoặc vướng mắc trong quá trình
thực hiện Thông tư này.
Điều 115. Trách
nhiệm của Tập đoàn Điện lực Việt nam
Tập đoàn Điện lực Việt Nam
có trách nhiệm chỉ đạo Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và các
đơn vị có liên quan:
1. Rà soát, hiệu chỉnh các quy trình
kỹ thuật trình Cục Điều tiết điện lực ban hành sau 30 ngày kể từ ngày ban hành Thông
tư này, bao gồm:
a) Quy
trình lập kế hoạch vận hành năm, tháng và tuần tới;
b) Quy trình lựa chọn nhà máy mới tốt
nhất và tính toán giá công suất thị trường;
c) Quy trình mô phỏng thị trường điện;
d) Quy
trình tính toán giá trị nước;
đ) Quy trình phân loại tổ máy và tính
giá trần bản chào của nhà máy nhiệt điện;
e) Quy
trình lập lịch huy động các tổ máy phát điện, vận hành thời gian thực và tính
toán thanh toán trong thị trường điện;
g) Quy trình quản lý vận hành hệ thống
công nghệ thông tin điều hành thị trường điện và công bố thông tin thị trường
điện;
h) Quy trình phối hợp đối soát số liệu
thanh toán giữa Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, các đơn vị
phát điện và Đơn vị mua buôn duy nhất;
i) Quy trình đăng ký tham gia thị
trường điện;
k) Quy trình tối ưu sử dụng nguồn
nhiên liệu khí phục vụ công tác lập lịch huy động ngày tới;
l) Quy trình phối hợp
xác nhận các sự kiện phục vụ các khoản thanh toán trên thị trường điện.
2. Đầu tư, xây dựng, lắp đặt và nâng
cấp Hệ thống thông tin thị trường điện và các phần mềm phục vụ thị trường điện
phù hợp với yêu cầu quy định tại Thông tư này.
Điều 116. Trách
nhiệm của các đơn vị liên quan
1. Các đơn vị tham gia thị trường điện
có trách nhiệm hoàn thiện các trang thiết bị thông tin phù hợp với Hệ thống
thông tin thị trường điện theo quy định tại Thông tư này.
2. Các đơn vị phát điện tham gia thị
trường điện có trách nhiệm ký hợp đồng mua bán điện theo mẫu do Bộ Công Thương ban
hành áp dụng cho thị trường điện.
Điều 117. Hiệu
lực thi hành
1. Thông tư này có hiệu lực thi hành
kể từ ngày 18 tháng 11 năm 2014. Thông tư số 03/2013/TT-BCT ngày 08 tháng 02
năm 2013 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện
cạnh tranh và các văn bản chỉ đạo, hướng dẫn do Bộ Công Thương ban hành nhằm
thực hiện Thông tư số 03/2013/TT-BCT ngày 08 tháng 02 năm 2013 của Bộ trưởng Bộ
Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh hết hiệu lực thi
hành kể từ ngày Thông tư này có hiệu lực.
Trong quá trình thực hiện
Thông tư này, nếu có vấn đề vướng mắc, nội dung mới phát sinh, các đơn vị có
liên quan có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết lực để nghiên cứu, đề xuất,
trình Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung Thông tư cho phù hợp. Các đơn vị có liên
quan có trách nhiệm thực hiện các hướng dẫn theo quy định tại Khoản 2 Điều 114
đến thời điểm Thông tư sửa đổi, bổ sung được ban hành./.
Nơi nhận:
- Thủ tướng Chính phủ; các Phó Thủ tướng;
- Văn phòng Tổng Bí thư;
- Các Bộ, Cơ quan ngang Bộ, Cơ quan
thuộc Chính phủ;
- Ủy ban nhân dân các tỉnh, thành phố
trực thuộc trung ương;
- Viện Kiểm sát nhân dân tối cao;
- Tòa án nhân dân tối cao;
- Kiểm toán nhà nước;
- Bộ trưởng;
- Các Thứ trưởng;
- Cục Kiểm tra văn bản QPPL (Bộ Tư pháp);
- Tập đoàn Điện lực Việt Nam;
- Công báo;
- Website Chính phủ;
- Website Bộ Công Thương;
- Lưu: VT, PC, ĐTĐL.
|
KT. BỘ
TRƯỞNG
THỨ TRƯỞNG
Cao Quốc Hưng
|